Trésor-Info - Publications de la direction générale du Trésor - GNL

Deux nouveaux contrats de vente et d’achat de GNL pour TotalEnergies, partenaire historique de QatarEnergy

2023-10-18T00:00:00+02:00

TotalEnergies et QatarEnergy annoncent la signature de deux accords d’approvisionnement sur 27 ans. Les contrats signés ce 11 octobre 2023 prévoient la livraison de jusqu’à 3,5 mtpa de GNL à destination de la France. Les volumes, livrés à compter de 2026, proviendront des deux co-entreprises établies entre QE et TotalEnergies dans le cadre de NFE et NFS.

La cérémonie de signature s’est déroulée à Doha, en présence du ministre de l’Energie et PDG de QE, Saad Al-Kaabi, et de Patrick Pouyanné, PDG de TotalEnergies. Le ministre qatarien a rappelé à cette occasion la volonté du Qatar de soutenir l’Europe dans son approvisionnement en énergie bas-carbone, étant fournisseur de GNL pour la France depuis 2009. Pour rappel, le Qatar signait en novembre 2022 un contrat d’approvisionnement sur 15 ans avec l’Allemagne, allant jusqu’à 2 Mt de GNL par an.

Présent au Qatar depuis 1936, le groupe est un partenaire privilégié de Qatar Energy. En juin 2022, TotalEnergies est sélectionné comme premier partenaire international du projet North Field East (NFE) de gaz naturel liquéfié (GNL) d'une capacité de 32 millions de tonnes par an (mtpa). Second succès en septembre 2022, lorsque le groupe est de nouveau le premier partenaire sélectionné pour le projet North Field South (NFS) de 16 mtpa de GNL ( TotalEnergies détient une participation de 6,25% dans NFE (2 Mds USD d'investissement) et de 9,375% dans le projet NFS (1,5 Mds USD).

Le coup d’envoi officiel des mégaprojets gaziers du Qatar a été donné le 3 octobre, par l’Emir du Qatar qui a posé la première pierre du projet North Field lors d’une cérémonie organisée à cette occasion. Les projets NFE et NFS visent à permettre l’augmentation des capacités de liquéfaction gazières du pays de +64%, de 77 à 126 mtpa.

Le partenariat de TotalEnergies et QatarEnergies couvrent également le développement des énergies renouvelables, avec l’inauguration en octobre 2022 de la centrale d’Al-Kharsaah, dévelopée par l’énergéticien français, QatarEnergy et Marubeni.

Les entreprises françaises, au premier rang desquelles TotalEnergies et Technip Energies, accompagnent le Qatar dans l’expansion de ses capacités de liquéfaction en s’appuyant sur un partenariat solide et historique avec QatarEnergy.

Organisation par le Service économique de la visite du terminal GNL sur l'ïle de Krk avec l'Ambassadeur de France en Croatie, Gaël Veyssiere

2023-03-20T00:00:00+01:00

Le terminal gazier flottant d’Omišalj, situé sur l’ile de krk est entré en service le 1er janvier 2021 avec une capacité initiale de 2,6 milliards de mètres cubes (mmc) de gaz liquéfié par an. En raison de la demande croissante causée par la crise énergétique en Europe, due à l'invasion de l'Ukraine par la Russie, sa capacité doit être augmentée jusqu'à 6,1 milliards de mètres cubes/an. Le terminal GNL devrait jouer un rôle important dans l'approvisionnement en gaz de l'Europe centrale et des Balkans, en formant avec le terminal GNL polonais de Świnoujście les deux extrémités d'un corridor Sud-Nord. Le GNL, qui couvre actuellement 70% des besoins croates, contribue à réduire la dépendance de l'UE au gaz russe. 100% des capacités de GNL est louée d'ici 2030 par des sociétés étrangères et nationales. Les rotations de méthaniers ont considérablement augmenté en 2022, provenant principalement des États-Unis, mais aussi d'Égypte, de Trinité-et-Tobago et des pays du Golfe.

TotalEnergies sélectionné comme partenaire de Qatar Energy dans le méga projet de GNL North Field South

2022-09-29T00:00:00+02:00

A l’issue d’un appel d’offres, TotalEnergies a été choisi le 22 septembre 2022 comme premier partenaire international pour l’opération et la maintenance du projet d’extension des capacités de liquéfaction du gaz North Field South (16 Mt/an de GNL). TotalEnergies obtient ainsi 9,375% des parts du projet sur les 25% attribuées aux partenaires internationaux, la compagnie multi-énergies nationale Qatar Energy détenant les 75% restants.

Ce succès suit la sélection en juin de TotalEnergies également comme premier partenaire international sur le projet North Field East (6,25%), permettant à la major française de produire 3,5 Mt/an supplémentaires de GNL à l’horizon 2028.

Pour mémoire, le Qatar a programmé des investissements massifs pour accroître ses capacités d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) de 77 Mt/an à 126 Mt/an d’ici 2028 et redevenir le premier producteur mondial. En février 2021, le Qatar avait retenu le consortium franco-japonais Technip - Chiyoda pour l'EPC (Engineering, Procurement & Construction) des quatre méga-trains de liquéfaction de North Field East.

Qatar : TotalEnergies devient le premier partenaire de QatarEnergy sur le projet de GNL North Field South | TotalEnergies.com

Le gaz naturel liquiéfié au Vietnam : Enjeux et perspectives

2021-04-09T00:00:00+02:00

Le gaz naturel est une composante importante du mix énergétique du Vietnam, mais le pays fait aujourd’hui face à une production de gaz domestique déclinante et des perspectives de production future insuffisante pour soutenir la demande. Les autorités vietnamiennes ont récemment identifié l’importation de gaz naturel liquéfié (GNL) comme une solution qui permettrait de pallier ce déclin.
Le GNL est mentionné explicitement pour la première fois au Vietnam comme potentielle source d’énergie dans la Stratégie Nationale Énergétique pour 2020 à vision 2045, publiée en 2016.
Le Plan Directeur de l’Energie 2021-2030 (PDP VIII), qui sera publié en 2021, prévoit une forte augmentation des capacités de génération électriques renouvelables couplée à une introduction de centrales électriques alimentées au GNL (en plus des 7GW de capacité existante, alimentée par du gaz domestique aujourd’hui), avec 18 GW à l’horizon 2030.
L’importation de GNL permettrait de répondre à une demande en énergie croissante et d’accompagner la transition énergétique du Vietnam en réduisant la part relative du charbon dans le mix énergétique.
Les investissements requis sur les quinze prochaines années pour développer les infrastructures d’importation de GNL au Vietnam sont conséquents. Une large part du secteur devrait être tirée par des financements internationaux.
De nombreux projets de GNL intégrés (terminaux de regazéification couplés à des centrales de production d’électricité) sont déjà en cours de développement au Vietnam. De grands groupes internationaux se sont positionnés comme candidats pour les développer.
Certains obstacles sont susceptibles d’entraver le développement de l’industrie du GNL: l’absence d’un cadre réglementaire dédié sur les conditions d’importations du GNL, la lenteur des procédures d’approbation des projets et un marché du gaz peu habitué à l’exposition internationale liée à l’introduction de GNL importé représentent des défis pour le secteur.
Les modalités de financement des projets de GNL sont encore incertaines, d’autant que les récentes évolutions de la législation autour des partenariats public-privé et de l’investissement public se montrent davantage défavorables aux modes de financements traditionnels d’infrastructures énergétiques de grande envergure dans le pays.

Le consortium TechnipFMC – Chiyoda remporte un important contrat sur le projet qatarien de GNL North Field East

2021-02-11T00:00:00+01:00

Le consortium TechnipFMC - Chiyoda a remporté l’appel d’offre de Qatar Petroleum (QP) pour l’EPC (Engineering, Procurement & Construction) des quatre méga trains de liquéfaction de GNL au centre du projet North Field East (NFE).

La signature du contrat a eu lieu le 8 février 2021 en présence du Ministre de l’Énergie et PDG de QP M. Saad Sherida Al-Kaabi, d’Arnaud Pieton, PDG de la future spin-off française Technip Energies et de Kazushi Okawa, président du conseil d’administration et PDG de Chiyoda Corp.

Ce dernier a annoncé que le montant total du projet NFE s’élevait à 28,75 Mds USD. Le projet, alimenté par le plus grand champ de gaz naturel au monde, North Field, permettra au Qatar d’augmenter sa production de GNL de 46% et de conforter sa place de premier exportateur mondial.

Le montant du lot attribué au consortium franco-japonais se monte à 13 Mds USD. Chacun des quatre trains de liquéfaction a une capacité de 8 millions de tonnes par an de GNL. Le projet intègre par ailleurs des dispositifs de captation du CO2 qui permettront de réduire de 25% les émissions de gaz à effet de serre par rapport aux installations similaires. Ce chantier, le plus important du Moyen-Orient, sera source d’opportunités importantes, en sous-traitance, pour la filière parapétrolière française.

Ce contrat intervient à quelques jours de la scission de TechnipFMC et de l’introduction en bourse de la future « spin off » française Technip Energies prévue le 16 février prochain.

Brèves bimensuelles Japon – Corée Semaines des 20 et 27 avril 2020

2020-05-12T00:00:00+02:00

BREVES BIMENSUELLES

JAPON COREE

Semaines des 20 et 27 avril 2020

Sommaire

Japon

Evolutions macroéconomiques
Entreprises
Pôle agriculture et agro-alimentaire

Corée

Evolutions macroéconomiques
Entreprises

Japon

1. Evolutions macroéconomiques

Dans son rapport trimestriel publié le 27 avril 2020, la Banque du Japon (BOJ) annonce pour la première fois une prévision de récession sur l’exercice fiscal 2020. Les marchés de capitaux ont été instables (volatilité exacerbée) et le financement des entreprises a été fortement affecté (nette hausse des rendements des obligations privées). Compte tenu de l’impact sur les secteurs clés de l’économie (consommation, tourisme, export), l’institution a drastiquement revu à la baisse ses prévisions de croissance, passant d’une croissance de +0,9% sur l’exercice fiscal (avril 2020-mars 2021) à une récession, avec un recul du PIB compris entre -3% à -5%. Face aux risques d’instabilité financière, la BOJ a décidé du maintien de taux d’intérêt à court terme négatifs (-0,1%) et d’une cible à 0% du rendement des obligations d’Etat à 10 ans. Elle a également renforcé son programme d’achat d’actifs en supprimant le plafond annuel d’achats d’obligations publiques (80 trillions JPY, soit 680 Mds EUR), en augmentant la cible d’achats d’obligations privées et en mettant en place des mesures pour faciliter le financement des entreprises. (source : BOJ)

Le taux de chômage du Japon est en légère hausse, dans un contexte de mise à l’arrêt partiel de l’économie. Il atteint 2,5% en mars, contre 2,4% en février, en ligne avec le consensus des analystes. Le ratio du nombre d’offres d’emploi sur le nombre de demandeurs d’emplois a diminué de 1,45 à 1,39, une détérioration un peu plus marquée qu’anticipée. Ces derniers chiffres ne traduisent encore que partiellement les conséquences économiques de l’état d’urgence annoncé le 7 avril dernier. Plusieurs économistes alertent déjà sur une probable hausse du taux de chômage d’ici la fin de l’année, en dépit de l’importance traditionnelle de la sécurité de l’emploi et des pénuries de main d’œuvre dans certains secteurs, liées à la pression démographique. Le think-tank NLI (Nippon Life) calcule ainsi pour fin 2020 un taux de chômage potentiel de 3,9% tandis que Goldman Sachs l’estime à 4,2%. Les jeunes entre 15 et 34 ans et les employés irréguliers (38% de la population employée) seraient particulièrement touchés, notamment dans les secteurs les plus concernés par la mise à l’arrêt temporaire de leurs activités dans le contexte de l’épidémie de COVID-19 (restauration, hôtellerie, commerce de détail, divertissement). (source : MHLW)

Les ventes de détail sont en recul de -4,5% en mars au Japon par rapport à mars 2019, après une légère hausse en février (+1,7%). Après une vague d’achats de précaution en amont de l’entrée en vigueur de l’état d’urgence, les ventes de produits dits « essentiels » enregistrent une hausse, comme l’alimentaire (+18,2%), les produits de première nécessité (+11,4%), et les produits sanitaires (+15%). A l’inverse, avec la fermeture des boutiques et des grands magasins, les ventes de produits non essentiels enregistrent une baisse notable : le secteur de l’habillement est le plus touché (-35,2%), tout comme les ventes d’accessoires de communication (-36,2%), les caméras (-44,3%) ou les articles de bureau (-15,2%) ces derniers ayant profité du développement du télétravail pour enregistrer des hausses en février. La tendance générale baissière devrait être encore plus marquée en avril et mai avec l’entrée en vigueur de l’état d’urgence 7 avril et son extension annoncée à ce stade jusqu’au 31 Mai. (source : METI)

2. Entreprises

Le fabricant de jeux vidéo japonais Nintendo a dévoilé le 7 mai des profits en très forte hausse sur l’année fiscale 2019, dopés par l'envolée des achats de ses consoles Switch et de jeux vidéo à succès tels que « Animal Crossing: New Horizons ». Le géant du jeu vidéo a vu ses profits opérationnels progresser de 41 %, pour atteindre 3 Mds EUR, sur l'ensemble de l'exercice 2019-2020 tandis que son chiffre d'affaires a augmenté de 9 %, pour atteindre 11,4 Mds EUR. Au mois d’avril, l’entreprise a dû faire face à des difficultés d’approvisionnement en composants qui l’ont obligé, dans un contexte de forte augmentation de la demande, à interrompre ses livraisons pendant une semaine au Japon. Nintendo a su tirer ponctuellement son épingle du jeu dans cette crise, grâce à ses jeux qui offrent un espace de divertissement, de communication et d'interaction à des consommateurs confinés à domicile. Les prévisions pour l’année fiscale 2020-2021 sont néanmoins pessimistes avec une baisse des profits de 15% et une chute du chiffre d’affaires de 8%. (source : Nikkei Asian Review (28 avril), Nikkei Asian Review (7 mai))

Face à l’épidémie de coronavirus, l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL) du Japon se révèle plus vulnérable. La forte dépendance du Japon aux importations de GNL, qui représente 40 % de ses besoins de production d’électricité et dont le stock conservé au Japon est limité à deux semaines, pourrait mettre le pays en difficulté en cas de perturbations du transport maritime, dans un contexte de pandémie globale. Aucun risque immédiat n’est signalé à ce jour mais les acteurs de la filière prennent des mesures préventives. Ainsi, JERA, opérateur de centrales à gaz issu d'une joint-venture entre TEPCO et Chubu Electric Power, s’organise afin de limiter les risques de contagion au sein de ses effectifs, en limitant tout contact entre les employés des centrales et des navires ainsi qu'en aménageant des solutions d'hébergement temporaire pour les équipes qui ne pourraient effectuer des déplacements en transports publics. (source : Nikkei Asian Review, 23 avril)

3. Pôle agriculture et agro-alimentaire

La fermeture des frontières pose la question de la main d’œuvre en agriculture. Ces dix dernières années, le pourcentage d’employés étrangers en agriculture a été multiplié par quatre et représente 2% de la population active agricole. Ces travailleurs relèvent du « Technical Intern Training Program » qui offre un visa limité à 5 années. Même si ce chiffre reste relativement bas, la crise du COVID-19 met en évidence la dépendance croissante du secteur envers cette main d’œuvre en provenance des pays voisins. L’Agence de l’immigration a annoncé le 17 avril que les « stagiaires étrangers » pourraient désormais changer d’activité et rester au Japon, même en cas de perte de leur travail du fait du COVID-19, ce qui pourrait apporter de l’aide aux agriculteurs japonais. (source : JA, USDA)

Corée

1. Evolutions macroéconomiques et financières

Selon les chiffres récents des douanes coréennes, les exportations du pays ont reculé de -24,3 % sur un an en avril (-17,4 % en jours travaillés), à 34,1 Mds EUR, soit le repli le plus marqué depuis 2009. Les importations se sont repliées de -15,9 % (-10,7 % en jours travaillés), à 35 Mds EUR, en dépit du recul du prix du pétrole, conduisant la Corée à enregistrer, pour la première fois depuis 2012, un déficit commercial (800 M EUR). Le repli des exportations touche 17 des 20 principaux postes, seuls l’industrie du plastique, les ordinateurs (en recul structurel ces dernières années) et la bio-santé (+ 30 % grâce notamment aux exportations de tests COVID-19) progressant sur un an. Les exportations de véhicules reculent de -36 %, celles de l’industrie pétrochimique de -33 %. Les exportations de produits électroniques finis (électroménager, écrans, mobiles) reculent toutes d’un peu plus de -30 %, tandis que les exportations de semi-conducteurs, qui s’étaient maintenues au 1^er trimestre, reculent de -15,4 %. Les exportations vers les trois principaux partenaires historiques de la Corée que sont la Chine (-17,9 %), les Etats-Unis (-13,5 %) et l’UE (-12,8 %) se sont légèrement moins contractées que celles vers les autres partenaires commerciaux, à l’instar des exportations vers l’ASEAN (-33 %), fortement touchées par la baisse des exportations de composants électroniques et de machines, en particulier vers le Vietnam (-35 %) (source : Pulse News ; MOTIE)

Le Parlement a voté le 30 avril le 2^ème budget supplémentaire, pour un montant de 9,2 Mds EUR. L’essentiel de ce budget, qui sera complété par une participation de 1,6 Md EUR des collectivités locales, permettra de financer le versement de l’aide économique d’urgence - de 300 EUR pour les ménages individuels à 750 EUR pour les ménages de 4 personnes et plus - promise par le gouvernement, dont le bénéfice a été étendu, sous la pression des députés de la majorité, à l’ensemble des ménages, contre 70 % des ménages auparavant. Les 2,9 M de ménages les plus pauvres ont reçu directement cette aide sur leurs comptes en banque dès le 4 mai. Le reste des ménages devra quant à lui demander cette aide - qui sera versée sous forme de bons d’achat/chèques cadeaux- d’ici le 13 mai. Les ménages n’ayant pas fait leurs demandes verront leurs non-recours considérés comme des donations qui seront soumises au régime fiscal de ces dernières. Un 3^ème budget supplémentaire, servant notamment à financer un « new deal coréen» pour l’emploi, devrait être soumis à l’Assemblée en juin : selon la presse, son montant pourrait dépasser 30 Tn KRW (23 Mds EUR), soit un effort de 1,5 % du PIB. Ce budget permettrait de provisionner la baisse de rentrées fiscales et de recapitaliser les banques publiques, en particulier la Korea Development Bank et la Korea Exim Bank, qui ont multiplié les engagements ces dernières semaines. (source : MOEF ; Korea JoongAng Daily)

2. Entreprises

Les principales entreprises coréennes publient de meilleurs résultats que prévus au T1 2020. Dans un climat incertain suite à l’épidémie de COVID-19, 61% des entreprises coréennes ont finalement annoncé des résultats d’exploitation supérieurs aux estimations formulées par les analystes des différentes institutions financières, 40% des entreprises battant même celles-ci de plus de 10 %. Le secteur électronique a été particulièrement performant, principalement SK Hynix (+58% par rapport aux estimations, avec un revenu d'exploitation d'environ 600 M EUR) ainsi que Samsung Electronics (4,8 Mds EUR, +14% par rapport aux estimations), tous deux favorisés notamment par l’augmentation des ventes de serveurs informatiques. LG Electronics (825 M EUR, +25% par rapport aux estimations) a pu s’appuyer pour sa part sur des ventes en hausse de ses appareils électroménagers. A noter également la bonne performance de Naver (166 M EUR, +14% par rapport aux estimations), bénéficiant du surplus d’activités en ligne. Ces résultats constituent une bonne nouvelle pour le pays, alors que les entreprises des autres secteurs, notamment industriels (automobile, aérien, raffineries, acier) ont annoncé des résultats en baisse ce trimestre, SK Innovation enregistrant en particulier une perte record de 1,2 Md EUR suite à la chute des cours du pétrole. (source : Yonhap, Pulse News, Korea JoongAng Daily Nikkei Asian Review)

Les informations présentées dans cette revue d'actualité bimensuelle sont identifiées par le SER de Tokyo et le SE de Séoul. Elles n'ont aucune vocation d'exhaustivité. Les avis exprimés sont les résumés des articles sources.

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Actualités économiques d'Afrique de l'Ouest Nigéria - Ghana semaine 5 du 27 janvier au 2 février 2020

2020-01-31T00:00:00+01:00

Faits saillants

- Nigéria : La Banque centrale augmente le taux de réserves obligatoires pour les banques à 27,5% ; la faible collecte fiscale au 1^er semestre 2019 a accru le déséquilibre budgétaire ; l’Etat fédéral devrait bénéficier d’un prêt d’1 Md USD pour la mécanisation du secteur agricole ; Total et Eni signent de nouveaux contrats d’approvisionnement avec la Nigeria LNG ;

- Ghana : Moody's fait passer la perspective du Ghana de stable à positive et confirme sa notation à B3 ; création d’un comité des changes par le gouvernement ghanéen.

La construction de la première centrale à Gaz Naturel Liquéfié du pays confiée à une entreprise chinoise

2018-10-19T00:00:00+02:00

Le Ministre de l’Electricité et des Energies Renouvelables a annoncé la signature prochaine d’un MoU pour l’établissement d’une JV entre l’entreprise publique chinoise China Machinery Engineering Corporation (CMEC) et l’entreprise d’Etat sri lankaise Ceylon Electricity Board (CEB), pour la gestion de cette centrale électrique de 400 MW alimentée par du LNG, qui sera construite dans la zone du port d’Hambantota. CMEC, via Hambantota Power Ltd. (HPPL), une filiale à part entière spécialement créée pour l’occasion, détiendra 70% des parts de la JV (et les 30% restants à CEB). Le coût de la construction de cette centrale est estimé à 400 M USD, mais la source de financement reste encore inconnue à ce jour. L'opération a été approuvée par le Cabinet des ministres.

Projet de construction d’un terminal d’importation de gaz naturel liquéfié

2018-07-09T00:00:00+02:00

1. Le gisement gazier de Malampaya

Le gisement de Malampaya est le seul réservoir de gaz en exploitation aux Philippines. Le gisement en eau profonde (près de 3000 mètres) est situé à 80 km au nord-ouest de l'île de Palawan. Le gaz traité est comprimé et transporté par un gazoduc de 504 km pour alimenter cinq centrales situées à Batangas (80 km au sud de Manille) dans la région de Luzon. Quatre centrales sont exploitées par le conglomérat Lopez Group Corporation via sa filiale First Gen : Santa Rita d’une capacité installée de 1000 MW, San Lorenzo (500 MW), San Gabriel (414-MW) et Avion (97-MW). La centrale de Ilijan (1 200 MW) est quant à elle exploitée par SMC Global power, filiale du conglomérat San Miguel Corporation. C’est au total une capacité installée de 3 211 MW qui permet d’alimenter en électricité 30 % des besoins de l’île de Luzon.

Le Department of Energy (DOE) est à l’initiative de ce projet qui a été inauguré en octobre 2001. Le gisement a été développé par une joint-venture composée des entreprises Shell Philippines Exploration (45%) qui en est aussi l’exploitant, de Chevron Malampaya LLC (45%) et de l’entreprise publique PNOC (Philippine National Oil Company) Exploration Corporation (10%).

Avec une production annuelle estimée à 4,1 Mds de m³, le déclin de la production du réservoir de Malampaya est attendu à l’horizon 2024.

2. Projet de construction d’un terminal de gaz naturel liquéfié

Ce projet vise à substituer un approvisionnement en gaz naturel dans la perspective d’une baisse de la production du réservoir de Malampaya. Il présente un caractère stratégique à court terme. Le pays souhaite en outre développer de larges capacités de terminaux pour la réception de gaz naturel liquéfié (GNL). Le projet comprend une plate-forme (à terre ou flottante) de réception des navires de transport du GNL (maintenu à une température de -163 °C), une installation de regazéification et de stockage du gaz naturel et une connexion avec le réseau de gazoducs terrestres pour relier le terminal aux centrales électriques situées dans la région de Batangas. Son coût d’investissement est estimé à 2 Mds USD.

Fin mai 2018, la Banque asiatique de développement (BAsD) a octroyé un prêt de 2 M USD d’assistance technique à la compagnie nationale pétrolière (PNOC) pour le développement d’un projet de terminal d’importation de gaz naturel liquéfié (LNG).

Jusqu'à maintenant, sept entreprises ont signifié au DOE leur intérêt à proposer un projet d’investissement privé pour la construction et l’exploitation de ce terminal : Tokyo Gas, First Gen (philipine), Cleanway-Filipino and Resiro (UK), Carmine Energy (singapourienne), China National Offshore Oil Corp (CNOOC), Vires Energy Corporation.

Par ailleurs, l’entreprise publique PNOC a aussi reçu des offres d’intérêt de la part de plusieurs entreprises : First Gen (philippine), Energy World Corp. (australienne), PT Jaya Samudra Karunia et PT PGN LNG Indonesia (indonésiennes), Korea Electric Power Corp, Lloyds Energy Group (EAU) et CNOOC (chinoise).

Le gaz au Mozambique

2017-12-27T00:00:00+01:00

Surnommé peut-être prématurément « Qatar de l’Afrique » après la découverte de gigantesques gisements gaziers entre 2010 et 2013, le Mozambique enregistre des retards dans la valorisation de ses ressources gazières. Le lancement d’un premier projet a toutefois été annoncé en juin 2017 (Coral FLNG/ENI). Il pourrait être suivi par l’annonce du développement de deux trains onshore à l’horizon fin 2018/début 2019 (Golfinho/Anadarko) et dans son sillage, par le lancement de projets dits de « gaz domestique » (raffinerie, complexe pétrochimique, centrale électrique). De par leur ampleur, ces investissements sont susceptibles de profondément transformer le Mozambique, aujourd’hui pays pauvre et peu développé.

1. Avec près de 5 000 Md m3 de gaz conventionnel, le Mozambique détient les 9^èmes réserves de gaz au monde.

Ces réserves se concentrent sur deux blocs offshore, concessions d’ENI (bloc 4) et d’Anadarko (bloc 1), situés dans le bassin du Rovuma à proximité de la frontière tanzanienne. Elles ont été mises en évidence récemment au cours de campagnes exploratoires menées entre 2005 et 2013 et restent encore vierges de toute exploitation. Ces réserves se concentrent sur un petit nombre de champs et en particulier sur un champ géant situé à cheval sur les blocs 1 et 4 (champ dit de « Prosperidade/Mamba »). Au total, les ressources en place, dont certaines doivent être confirmées par de nouveaux forages atteindraient de 160 à 200 tcf (de l’ordre de 5000 Md m3). Le gaz découvert a la particularité de contenir peu de gaz parasites (C0², H²S) et, bien qu’il se situe en eau profonde (2 000 m de profondeur), son coût d’exploitation est jugé attractif par l’industrie. Aucune découverte commercialement viable n’a en revanche été réalisée dans les autres blocs d’exploration. Des campagnes de prospection sismiques et de forages doivent toutefois reprendre dans le bassin du Zambèze et au large d’Angoche en 2018-19 et sont susceptibles d’accroitre le potentiel du pays.

Au sud du Mozambique, des réserves de gaz plus modestes sont connues depuis 1960 (105 Md m3 - champs de Pande et Temane exploités par Sasol depuis 2004). Leur production est évacuée par gazoduc vers l’Afrique du Sud et alimente la centrale électrique de Ressano Garcia.

2. En prévision des investissements colossaux à engager pour exploiter les champs du nord, les opérateurs des blocs 1 et 4 ont entamé des opérations de cessions de leurs droits.

ENI a progressivement cédé une partie de ses parts à d’autres Majors : 20% à China National Petroleum Corp. en mars 2013 pour un montant de 4,21 Md $ et, en mars 2017, 25% à ExxonMobil pour 2,8 Md $, qui s’ajoutent aux partenaires originels d’ENI, GALP (10%), Kogas (10%) et la société publique mozambicaine Empresa Nacional de Hidrocarbonetos-ENH (10%). Dans le cadre de l’opération de rachat-vente avec ExxonMobil, ENI et la Major américaine se sont partagés la responsabilité du développement du bloc 4 entre tranche onshore (ExxonMobil) et offshore (ENI).

Concernant Anadarko, la question de la cession de ses actifs est un enjeu encore plus décisif. Si certains de ses actifs ont déjà été cédé à l’indien ONGC Videsh en 2013 pour 2,64 Md $, il est aussi question qu’elle cède tout ou une partie de ses autres parts dans le bloc 1 à ExxonMobil. Ses autres partenaires sont ENH (15%), Mitsui E&P Mozambique Area 1 (20%), Bharat PetroResources (10%), PTTEP Mozambique Area 1 (8.5%), and Oil India (4%).

3. La valorisation du gaz mozambicain reposera principalement sur la technologie du gaz naturel liquéfié et sera essentiellement orientée vers l’export.

Le site dit de « Afungi » à proximité de la ville de Palma (province du Cabo Delgado) a été retenu pour accueillir un parc industriel de 18 000 ha où seront construites toutes les infrastructures de GNL (terminaux, trains de GNL, réservoirs, embarcadères etc..). Elles seront reliées par gazoducs aux champs sous-marins des blocs 1 et 4 situés à plusieurs dizaines de kilomètres de là.

Sur ce même site, mais dans un calendrier différent des producteurs de GNL, des sociétés mettront aussi en œuvre des projets de gaz domestique conformément aux dispositions de la loi du Pétrole de 2014. Celle-ci stipule que 25% de la production gazière^[1] doit être attribuée à des projets industriels locaux. Trois sociétés ont été sélectionnées dans ce cadre : Shell Mozambique bénéficiera de 310 à 330 millions de pieds cubes de gaz/jour pour produire 38 000 b/j de carburant liquide (diesel, naphte et kérosène) ainsi qu’une petite centrale électrique de 50 à 80 MW d'électricité. L'opérateur norvégien Yara International recevra quant à lui 80 à 90 millions de pieds cubes/jour pour produire 1,3 Mt/an d'engrais et 50 à 80 MW d’électricité. GL-Energy, une société basée à Londres, bénéficiera enfin de 41,8 millions de pieds cubes de gaz/jour qu’elle utilisera pour produire 250 MW d’électricité. L’accès de ces sociétés à la concession marine (espace maritime exclusif d’ENI et Anadarko pour l’accès des méthaniers) et aux infrastructures du parc GNL fait toujours l’objet de discussions. Cet accès est particulièrement crucial pour Shell et Yara qui devront exporter par voie maritime tout ou une partie de leur production.

4. Le retournement du marché des hydrocarbures depuis 2014 a fortement affecté le développement du gaz au Mozambique qui sera sans doute plus étalé dans le temps et moins ambitieux qu’initialement escompté.

En 2013, l’industrie et le gouvernement du Mozambique tablaient sur la construction rapide de 11 trains de GNL totalisant 50 millions de tonnes par an (équivalent à 19% de la demande mondiale 2016) et la mise sur le marché des premières cargaisons de GNL en 2019. On estimait alors que le Mozambique deviendrait rapidement le 3^ème producteur mondial de cette commodité. Ce scénario n’est aujourd’hui plus réaliste et à ce stade, les premières esquisses de développement gazier sont plus modestes:

ENI a choisi de se focaliser – dans un premier temps - sur un projet de production plus petit et moins exposé nommé « Coral FLNG ». Le champ ciblé pour ce premier développement, Coral, est un champ sous-marin de 15,2 tcf (424 Md m3) situé en eau profonde. La solution retenue pour son exploitation repose sur la réalisation d’une unité flottante de liquéfaction et de stockage de gaz (FLNG pour « Floating Liquified Natural Gas ») ancrée à 60 km des côtes. A sa mise en service, ce sera la troisième infrastructure de ce type, après PFLNG Satu en Malaisie (Petronas, 2016) et Prelude en Australie. Cette option reflète un choix de prudence : les volumes produits (capacité de 3,3 Mta) restent en effet raisonnables dans un marché des hydrocarbures en profond déséquilibre et, de fait, ils ont trouvé preneur en BP Poseidon qui a signé un accord d’achat exclusif pour une durée de 20 ans. L’option FLNG est d’autre part apparue plus simple à mettre en œuvre qu’une solution onshore qui nécessiterait de nombreux investissements accessoires mais pas moins onéreux. Les termes du contrat prévoient une mise en opération du FLNG dans un délai de 60 mois , soit un premier gaz produit à l’horizon 2022.
Anadarko a, de son côté, pris plus de temps qu’escompté et seulement soumis un plan de développement du gisement de Golfinho en décembre 2016. Il repose sur la construction de deux trains onshore de GNL d’une capacité de 12 Mta pour un investissement totalisant de l’ordre de 15 Md $. Début décembre 2017, ce plan n’a toujours pas été approuvé par le Gouvernement.
A un horizon qui n’est pas encore déterminé, ExxonMobil pourrait prendre en main le développement du champ gazier de « Mamba/Prosperidade », commun aux blocs 1 et 4. Ce champ a fait l’objet d’un accord « d’exploitation et d’unification » entre ENI et Anadarko en décembre 2015 aux termes duquel ils s’engagent à produire 12 tcf de manière séparé mais coordonnée (soit 24 tcf au total), puis à produire tout le gaz restant via une entité commune détenue à parts égales.

5. Par-delà les déséquilibres du marché des hydrocarbures, d’autres obstacles ont contribué et contribuent toujours à ralentir les développements énergétiques au Mozambique :

i) La question du dispositif logistique devant soutenir la construction des infrastructures n’est toujours pas tranchée.

ii) Pour les investisseurs étrangers, l’absence d’infrastructures de base et de main d’œuvre qualifiée constitue un autre obstacle de taille qu’il conviendra de surmonter et qui pourrait faire gonfler le coût global de leurs investissements. Le cadre réglementaire de l’exploitation gazière se met quant à lui lentement en place.

iii) La question du financement de la part d’ENH (la société publique des hydrocarbures) dans les projets gaziers devra en outre être résolue.

iv) Enfin, les autorités devront s’efforcer de trouver un juste équilibre pour gérer l’arrivée de la manne gazière et pour gérer sa vulnérabilité face aux chocs extérieurs.

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Bien que des retards soient aujourd’hui constatés dans la mise en valeur des immenses ressources gazières du pays, le Mozambique deviendra probablement d’ici quelques années un acteur important du marché mondial du GNL. Il accèdera alors rapidement au rang de pays à revenu intermédiaire alors qu’il compte aujourd’hui parmi les plus pauvres au monde.

Si le FMI estime que 100 Md $ d’IDE (à comparer avec PIB 2016 de 11,2 Md $) pourraient au total être injectés sur une période 30 ans, les recettes budgétaires pourraient très rapidement augmenter à compter de 2023/4 et la croissance économique pourrait s’établir à plus de 20%/an.

[1] Cette disposition a entretemps été amendée et autorise les opérateurs à réserver plus de gaz pour les ventes export en contrepartie d’une compensation financière.

[2] PCD est une coentreprise formée par la société publique CFM-Caminhos de Ferro de Moçambique et des investisseurs privés de la région)