pétrole et gaz au Sénégal

Petrole et gaz au Senegal 

pour Waterkeeper Alliance

Tiger Moth Research LLC

Senegal 

Aperçu du pays

Population

2023: ~18M

GDP

2023: US $31.01B (Banque Mondiale) 

2022: US$27.62B 

2023 Taux de croissance économique: 3.7%

2024: taux réel de croissance de PIB anticipé à 6,1% (3,4% par habitant)

% de la pêche 2021: 3.2% ($400 million) USDA

Chômage

2023: 2.9%

L’accès à l’électricité

2023: 67.9%

Aperçu Économique

La Pêche

La pêche est une activité économique vitale pour le Sénégal, représentant environ 3 % du PIB. Le taux de capture annuel est de 450 000 tonnes par an, ce qui fait du Sénégal le deuxième plus grand producteur de poisson en Afrique de l’Ouest (après le Nigeria avec 530 000 tonnes). Le poisson représente 10,2 % des exportations du Sénégal. Plus de 600 000 personnes travaillent dans les activités de pêche (dont plus de 50 000 directement). La pêche artisanale représente 80 % des captures au Sénégal. La plupart des sites de pêche se trouvent à Dakar, Saint-Louis, Kayar, Joal-Fadiouth, Mbour, Rufisque et Bargny. La pêche artisanale utilise principalement des pirogues traditionnelles. Le Sénégal compte 24 331 pirogues, dont 80 % sont motorisées. Les pêcheries artisanales approvisionnent 95 % du marché national et représentaient 1,6 % du PIB en 2018. (service agricole étranger de l’usda)

La pêche représente 70 % de l’apport en protéines animales dans l’alimentation des Sénégalais. Cependant, la consommation de poisson est en déclin. Les Sénégalais consommaient en moyenne 41 kg de poisson par an en 2003, mais seulement 29 kg en 2021. Ce déclin global s’explique principalement par le changement climatique, ainsi que par d’autres facteurs tels que la pêche illégale, la surexploitation et une forte concurrence des marchés externes exigeant des exportations. Même les pêcheurs artisanaux ont commencé à se détourner du marché domestique pour capturer des poissons démersaux (comme le poulpe, le calmar et la seiche) destinés à l’exportation.

Les importations de poisson au Sénégal augmentent chaque année. En 2018, elles étaient de 3 300 tonnes, et ont atteint 8 872 tonnes en 2020, soit une augmentation de 280 %. Ces faibles importations ne suffisent pas à couvrir la demande locale, laissant un déficit annuel de 150 000 tonnes. Les prix du poisson au Sénégal ont augmenté de 6 à 14 fois par rapport aux moyennes de 1980-2000, en comparaison avec celles de 2000-2016. Le changement climatique et les exportations sont cités comme les principaux facteurs de cette augmentation. (USDA).

Oil and Gas

Le FMI a estimé, dans une étude de 2019, que la contribution des revenus pétroliers et gaziers (O&G) au PIB du Sénégal serait de 0,5 % au début de l’extraction et atteindrait un maximum de 3 % au pic de production. Cela reste inférieur au PIB actuel des pêches (3,2 %). Cependant, l’Institut pour la gouvernance des ressources naturelles (NRGI) souligne que les projets au Sénégal présentent des coûts de seuil de rentabilité élevés, ce qui menace cette contribution au PIB. Le FMI estime que Petrosen investira un total d’un milliard de dollars dans les projets pétroliers de GTA et Sangomar. Cet investissement comporte le risque d’un fardeau de la dette à long terme si les profits s’avèrent inférieurs aux prévisions.

Interviews avec des experts

Notes de conversation avec Johnny West

Il est impossible de voir où iront les prix. Dans sa prédiction de 2020 sur les marchés pétroliers et la transition énergétique, West avait prévu une lente disparition des FF et la baisse correspondante des prix du pétrole. Cependant, en raison de divers événements géopolitiques, notamment les guerres en Ukraine et à Gaza, les prix ont augmenté. Dans l’ensemble, une pléthore de facteurs, « une situation de transition complète pour faire baisser les prix », serait nécessaire pour voir le déclin de l’utilisation du pétrole, et le seul aspect de la transition qui se produit est la compétitivité et la production croissantes des énergies renouvelables. Cependant, plutôt que de voir l’augmentation des énergies renouvelables prendre des parts de marché aux énergies fossiles, nous assistons simplement à une augmentation globale de la consommation d’énergie. En outre, West s’attend à ce que le sensibilité du prix du pétrole aux événements mondiaux se poursuive, voire s’accroisse, ce qui aura pour effet principal d’augmenter les prix et de maintenir la rentabilité des projets pétroliers. 

La part du gouvernement dans le projet Sangomar est certainement faible. Elle est « raisonnable » en fonction des facteurs entourant la transaction, mais il vaut la peine d’examiner la prise du gouvernement pour des projets similaires, si je peux en trouver. Les facteurs comprennent :

• Premier projet offshore en Afrique de l’Ouest, nouvelle découverte, risque géologique.
• Premier projet au Sénégal, pas de précédent pour permettre à la compagnie pétrolière de comprendre les risques, de traiter avec un nouveau pays, etc.

La grande majorité des revenus pour le Sénégal se situe à la fin de la durée de vie du projet, ce qui diminue encore la valeur actuelle de la prise du Sénégal en raison du taux d’actualisation, du coût du service de la dette pour une longue période. Il y a également un risque accru que les prix soient plus bas au moment où le Sénégal commence à percevoir des revenus, pour les raisons mentionnées ci-dessus.

Dans le modèle original du projet Sangomar, West a constaté que les recettes totales prévues suffiraient à peine au Sénégal pour assurer le service d’une année de sa dette (c’est-à-dire pour payer les intérêts de la dette nationale). Cela le rend financièrement insignifiant. 

Le taux d’intérêt que les compagnies pétrolières utilisent généralement pour les financements prêtés aux partenaires gouvernementaux africains est un taux LIBOR historique (est généralement plus élevé que le taux LIBOR actuel). Cela rend le service de la dette coûteux pour les pays d’accueil. ***On devrait recherche les conditions des prêts que le Sénégal a contactés pour GTA et Sangomar

Insurance

Loi 2019-04 Contenu Local (Law 2019-04 Local Content)

“Pour la couverture des risques liés aux activités pétrolières et gazières, toute société participant auxdites activités souscrit des contrats d’assurances auprès des sociétés d’assurance agréées au Sénégal.

Toutefois, les contrats d’assurance dont la couverture excède les capacités financières des sociétés d’assurance agréées au Sénégal peuvent, pour leur excédent, être souscrits auprès de sociétés étrangères.”explanatory statement

état financier SENRE 2022

Pool d’Assurance des Risques Pétroliers et Gaziers du Sénégal

Here is the translation to French:

Un pool de 29 assureurs et réassureurs sénégalais mutualise leurs capacités pour couvrir les risques lorsque leur capacité financière individuelle est trop faible, comme c’est souvent le cas en Afrique pour les grands projets internationaux à forte intensité de capital (CAPEX) et à risques élevés.

La loi de 2019 sur le contenu local a imposé que les projets au Sénégal utilisent des ressources et entreprises sénégalaises lorsque cela est possible, y compris pour la souscription et l’assurance. En décembre 2019, le « Pool d’Assurance des Risques Pétroliers et Gaziers du Sénégal », le pool d’assurance sénégalais, a remporté le contrat pour assurer les installations de Woodside au Sénégal. La prime du contrat (il semble que la valeur mentionnée corresponde à la prime, c’est-à-dire ce que le pool sera payé) s’élève à 13 millions de dollars USD et constitue le troisième contrat remporté par le pool. La réassurance sera assurée par SENRE (Société Sénégalaise de Réassurance) en collaboration avec les partenaires internationaux de Woodside (QUI SONT-ILS ?).

« À cet égard, le Pool, coordonné par la Société Sénégalaise de Réassurance (SEN RE), a collaboré avec le marché international de la réassurance à Londres selon les critères exigés par les prêteurs. » Cela signifie-t-il Lloyd’s ?

Saham Assurance (now Sanlam) insured the exploration phases of CAIRN Energy for guaranteed capital of several hundred million USD. 

Risque Économique

Le Sénégal, à travers Petrosen, investira plus d’un milliard de dollars dans les projets GTA et Sangomar. La majorité de ces fonds sont empruntés auprès des opérateurs, Woodside, Kosmos et BP, et comportent des taux d’intérêt élevés. La capacité à rembourser cette dette dépendra fortement de la rentabilité du pétrole et du gaz tirés de ces projets. Si la demande mondiale de pétrole et de gaz diminue, comme on l’espère, alors le prix du pétrole et, par conséquent, les profits chuteront. De plus, selon Johnny West d’OpenOil, le Sénégal occupe une position de marché faible en matière de combustibles fossiles. Contrairement aux nations développées, il sera, par choix, dépendant du pétrole pour sa croissance, tout en étant trop faible pour influencer le marché mondial, à l’instar des pays de l’OPEP.

En outre, les partenaires de Petrosen, BP, Kosmos et Woodside, utilisent des budgets importants, des modélisations complexes et une expertise internationale pour garantir la rentabilité de leurs projets. Le Sénégal ne dispose pas de cette expertise et a donc peu à offrir en retour à ses partenaires. Cela affaiblit encore davantage sa position.

Johnny West déclare : « Le diable est toujours dans les détails. Il y reste parce que les détails ne sont jamais examinés. » La modélisation économique d’un projet lié aux combustibles fossiles est complexe et implique de nombreux facteurs interdépendants. « Vous avez 20 ingrédients différents qui interagissent, et vous ne connaissez pas le résultat final tant que vous ne l’avez pas modélisé. Les entreprises ont toujours fait des modélisations. Les gouvernements, ces types de gouvernements, ne le font presque jamais. »

Dans l’ensemble, West estime que pas plus de 6 à 7 % des ventes totales finiront dans le budget de l’État. Pour un pays comme le Sénégal, avec des besoins en capital extrêmement élevés (infrastructures, forte croissance démographique, etc.), cela est « loin d’être transformateur ». Comparé aux risques extrêmes que ces projets posent à l’industrie de la pêche et au changement climatique, il est difficile de justifier leur validité financière.

Fadhel Kaboub, économiste et chercheur chez Powershift Africa, pense que les combustibles fossiles sont une erreur pour les pays africains en développement et souvent un piège entretenu par le lobby des énergies fossiles. Les combustibles fossiles sont un piège qui enferme des pays comme le Sénégal dans des engagements à long terme. Les infrastructures, construites à grands frais, doivent d’abord être amorties, et les contrats doivent être honorés. Pendant ce temps, la transition mondiale vers les énergies renouvelables est susceptible de s’accélérer, laissant potentiellement le Sénégal avec une participation limitée à ce développement – un verrouillage des combustibles fossiles.

https://africanarguments.org/2023/11/just-transition-cop28-qa-whats-at-stake-for-africa/

Risque Environnemental

Torchage du gaz

Le torchage du gaz est la combustion du gaz associé à l’extraction pétrolière. Selon le Groupe de la Banque mondiale, le torchage constitue un gaspillage complet de ressources précieuses. Chaque année, la quantité de gaz torchée dans le monde, environ 148 milliards de mètres cubes, pourrait alimenter toute l’Afrique subsaharienne. Environ chaque m³ de gaz torché génère 2,6 kg d’émissions équivalentes en CO₂.

BP a commencé à pratiquer le torchage de gaz sur le projet GTA et a envoyé une photo au Ministère de l’Énergie et du Pétrole de la République Islamique de Mauritanie début novembre. BP fait actuellement face à un procès au Royaume-Uni pour des cas de cancers et de décès liés au torchage en Irak.

Le site GTA est situé à 40 km au large, et il a été soutenu que les populations côtières ne seraient probablement pas affectées, sans prendre en compte les travailleurs de GTA et les pêcheurs actifs dans la zone. Toutefois, une étude de 2022 portant sur les impacts sanitaires du torchage dans le Dakota du Nord a montré que des personnes situées à 95 km peuvent souffrir de détresse respiratoire causée par le torchage. Cette étude a révélé qu’une augmentation de 1 % du torchage peut entraîner une hausse de 0,73 % des hospitalisations. Entre 2007 et 2015, la région de Bakken a enregistré 11 000 hospitalisations supplémentaires par rapport à la même période avant l’étude.

L’auteur principal, Wesley Blundell, a déclaré que les impacts sur la santé pourraient être encore plus marqués dans les zones à plus forte densité de population. Saint-Louis, au Sénégal, présente une densité de 3 509 habitants/km². En comparaison, en 2014, la région de Bakken dans le Dakota du Nord avait une densité de 2,7 habitants/km². La région de Saint-Louis est donc plus de 1 000 fois plus densément peuplée.

Les impacts sanitaires du torchage « peuvent entraîner des journées de travail perdues, des enfants manquant l’école et une augmentation des dépenses médicales. » Webber a précisé que ces effets peuvent maintenir les populations dans la pauvreté. Webber 2022

Une nouvelle étude menée cette année par des chercheurs de l’UNC Chapel Hill a révélé que la pollution causée pas le torchage et le dégazage dans l’industrie pétrolière et gazière entraîne des dommages sanitaires annuels de 7,4 milliards de dollars (USD) rien qu’aux États-Unis. https://www.bu.edu/sph/news/articles/2024/oil-and-gas-flaring-linked-to-7-4-b-in-health-damages/

Déversements

D’autres pays africains producteurs de pétrole et de gaz ont des taux très élevés de déversements de pétrole et de gaz qui ont fait des ravages parmi les populations locales. Un certain nombre de facteurs peuvent être attribués à la pollution élevée de l’industrie, notamment le manque d’expérience historique de l’industrie, des réglementations environnementales moins strictes et des calendriers de développement ambitieux. GTA et Sangomar se trouvent près des côtes sénégalaises, dans des eaux de pêche de premier ordre et sur le plus grand récif corallien d’eau froide du monde. Une marée noire décimerait la vie marine locale et détruirait l’industrie de la pêche de façon temporaire ou permanente.

Nigeria

Le Nigeria est le deuxième producteur de pétrole en Afrique et le seizième au niveau mondial. Le pays a toujours connu des marées noires endémiques. Entre 1976 et 1991, 2 976 déversements ont vu plus de 2 millions de barils de pétrole polluer la seule région de l’Ogoniland. L’espérance de vie dans la région du delta du Niger, lourde en pétrole, n’est que de 41 ans, soit 10 ans de moins que la moyenne nationale. https://www. aljazeera.com/features/2022/12/21/timeline-oil-spills-in-nigerias-ogoniland#:~:text=In%202020%20and%202021%2C%20Nigeria’s,have%20reported%20myriad%20health%20issues.

Le gouvernement nigérian dispose d’un organe directeur indépendant qui surveille les déversements de pétrole et de gaz. Selon l’organisme, depuis 2020, plus de près de 150 000 barils de pétrole (148 985,5) ont été déversés. Cela comprend 41 410,8 barils par la supermajor britannique Shell et 5900 par TotalEnergies. Si l’on étend les données jusqu’en 2000, près de 630 000 barils ont été déversés lors de 13 891 déversements. Les parties responsables sont TotalEnergies (~12 500), Shell (~251 000), ExxonMobil (~44 000), Nigerian Agip Oil Co (~113 700), Pipelines and Products Marketing Co (~25 000), National Petroleum Development Co (~50 000), Heritage Energy (~19 000), Eroton (~66 000), Chevron (~4 000), et Aieteo E&P (~18 000). https://oilspillmonitor.ng/#/329060.2024_2296772

Le dernier déversement majeur s’est produit en juin 2023 au niveau du pipeline Trans-Niger dans l’Ogoniland, exploité par Shell. L’installation a éclaté dans la rivière Okulu, déplaçant plus de 300 pêcheurs. Selon les militants écologistes locaux, Shell a dissimulé la catastrophe et n’a pas réussi à nettoyer la région.

L’économie nigériane dépend en grande partie du pétrole du delta du Niger, mais cela se fait au prix d’une pollution qui « a empêché les habitants d’avoir accès à de l’eau propre, a nui à l’agriculture et à la pêche, et a accru… la violence. » APNEWS 2023

Algerie

https://www.moroccoworldnews.com/2022/06/349420/greenpeace-study-uncovers-dangerous-leaks-in-algerian-gas-field

L’Angola

En 2015, une marée noire dans la province de Cabinda a vu toutes les activités de pêche s’arrêter pendant plus de deux semaines, empêchant les pêcheurs et les travailleurs des industries associées de gagner le moindre revenu. Près de 500 pêcheurs ont demandé une indemnisation à Chevron, accusée d’être responsable de la marée noire. Chevron a nié les accusations et refusé d’indemniser les pêcheurs. Reuters 2015.

En 2022, le gouvernement angolais a étendu une exemption à la politique environnementale pour permettre à Chevron de déverser des tonnes de déchets pétroliers dangereux directement dans les eaux côtières de l’océan près de Cabinda. Le déversement des « débris de forage contaminés par le pétrole » provenant des plateformes pétrolières offshore a été qualifié d’« acte incompréhensible » par les experts de l’industrie.

“An initial moratorium on the transition to zero-discharge was introduced only for new exploration in the areas of ultra-deep-water exploration. However, a leaked letter from the Angolan Ministry of Mineral Resources, Oil and Gas (MIREMPET) to Peter William Lacobie Jr, the Director General of Chevron’s Angolan subsidiary CABGOC, grants his request for an extension to the moratorium to July 2023 in two old shallow water areas, Block 0 and Block 14, just off the coast of Cabinda. The impact of this would result in the discharge of at least 12,000 tons of drill cuttings and 6 million litres of oil per year.” https://www.makaangola.org/2022/11/us-oil-giant-chevron-and-hazardous-pollution-in-angola/

“Un moratoire initial sur le passage au zéro rejet a été instauré uniquement pour les nouvelles explorations dans les zones d’exploration en eaux très profondes. Cependant, une lettre du ministère angolais des ressources minérales, du pétrole et du gaz (MIREMPET) ayant fait l’objet d’une fuite et adressée à Peter William Lacobie Jr, le directeur général de la filiale angolaise de Chevron, CABGOC, fait droit à sa demande de prolongation du moratoire jusqu’en juillet 2023 dans deux anciennes zones en eaux peu profondes, le bloc 0 et le bloc 14, juste au large de la côte de Cabinda. L’impact de cette mesure entraînerait le rejet d’au moins 12 000 tonnes de déblais de forage et de 6 millions de litres de pétrole par an.”

Chevron a été responsable d’un déversement majeur en 2002 à Cabinda qui a entraîné une amende de 2 millions de dollars.

« Là où il y a de l’exploration pétrolière, il n’y a pas de poissons parce qu’ils restent autour des plates-formes et nous ne sommes pas autorisés à y aller pour des raisons de sécurité, alors nous devons aller ailleurs pour nos prises » »Il n’y a pas d’argent dans la pêche. Avant, il y avait de gros profits à faire, mais ce n’est plus le cas. » “Le poisson n’apparaît que très loin d’ici, alors il faut aller très loin pour le trouver et cela coûte cher.” https://mg.co.za/article/2012-09-28-00-oil-rich-cabinda-the-poorer-for-it/

Le PDG de Chevron a tiré parti de ses liens étroits avec le gouvernement angolais et le président dos Santos pour s’assurer que Cabgoc puisse continuer à fonctionner.https://allafrica.com/stories/201606211141.html

Woodside

Woodside a été responsable d’une marée noire de 10 500 litres au large des côtes de l’Australie occidentale en 2016. La fuite n’a pas été contenue pendant 2 mois, à raison d’environ 175 litres par jour. Woodside a affirmé que la fuite n’avait « aucun impact durable sur l’environnement ». Le déversement n’a été révélé par les autorités de régulation qu’un an après l’incident.

https://www.theguardian.com/environment/2017/may/19/woodside-says-it-was-behind-oil-spill-that-regulator-kept-secret

BP 

BP a une longue histoire de marées noires, dont la plus importante de l’histoire américaine, la marée noire de Deepwater Horizon en 2010. Elle est considérée comme la plus grande marée noire marine à ce jour, avec une fuite de 4,9 millions de barils.

Coût d’électricité 

L’Afrique abrite 60% des meilleures ressources solaires du monde, mais seulement 1% de la capacité solaire installée (AIE). L’énergie solaire est déjà la source d’énergie la moins chère dans de nombreuses régions d’Afrique et, selon l’AIE, elle surpassera toutes les autres sources d’énergie sur le continent d’ici 2030 ou avant. (IEA Africa Energy Outlook 2022)

Table = coût nivelé de l’électricité par technologie en Afrique dans le SAS

bleu= solaire

vert= éolienne

jaune= gaz

Sustainable Africa Scenario (SAS) 

https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/levelised-cost-of-electricity-by-technology-in-africa-in-the-sustainable-africa-scenario-2020-2030

Sangomar

Emplacement: Senegal 

Propriétaires: Woodside Energy (82%), Petrosen (18%)

Opérateurs: Woodside

Réserves: 230 million barrels of oil

Production: 100/000 bbl/day (current rate)

Début de la production: June 2024

Durée: 

Coût: 

La dette de Petrosen: $450MM avec 6.5% intérêt annualisé prêt du woodside

Aperçu:

Sangomar, officiellement connu sous le nom de Sangomar Field Development, est un projet pétrolier et gazier situé à 100 km au sud de Dakar dans les blocs Rufisque Offshore, Sangomar Offshore et Sangomar Deep Offshore (RSSD). Le RSSD est une coentreprise entre Woodside et Petrosen. Le projet a été lancé par FAR Limited, une société énergétique australienne, en 2017. Far a vendu les droits à Woodside en janvier 2021.

Contrat Sangomar avec le Sénégal

Conseils du FMI sur les systèmes de revenus pétroliers

Histoire Financière

En 2019, Far Limited a tenté de lever des fonds pour le CAPEX de Sangomar par le biais d’une facilité de crédit de 350 millions de dollars sur sept ans. Far n’a pas réussi à lever la dette en raison des conditions défavorables du marché causées par le COVID-19 et la chute qui en a résulté. Cela met en évidence le risque d’investissement et la vulnérabilité du projet aux fluctuations du prix du brut et constitue un avertissement pour le Sénégal quant aux risques de récupération de l’investissement.

En Janvier 2020, Woodside Energy Finance (UK) a conclu un accord de prêt garanti avec Petrosen pour fournir jusqu’à 450 millions de dollars pour financer les coûts du projet Sangomar avec une durée maximale de 12 ans. 

En 2020, Woodside Energy BV a conclu l’acquisition de la participation de Capricorn Senegal Limited (Cairn) dans RSSD pour US$525 millions avec des paiements conditionnels supplémentaires pouvant atteindre $100 millions de dollars. 

Woodside a acquis la totalité de la participation de FAR Sénégal RSSD S.A. dans la coentreprise RSSD en 2021 (07 Juillet 2021) pour 212 millions de dollars, comme indiqué dans le rapport annuel 2023. Cet achat comprenait 13.67% de la zone d’exploitation de Sangomar et une participation de 15% dans le reste  de la zone d’évaluation de RSSD. Le prix d’achat était de 45 millions de dollars américains, plus un ajustement du fonds de roulement de 167 millions de dollars (USD) (pour tenir compte de la date d’entrée en vigueur de l’acquisition, le 1er janvier 2020). Un communiqué de Woodside indique que « des paiments supplémentaires pouvant aller jusqu’a 55 millions de dollars américains dépendent des prix futurs des matières premières et du calendrier de la première huile». Suite à cette acquisition, la participation de Woodside dans la coentreprise RSSD est passée à 82% pour la zone d’exploitation et à 90% pour le reste de la zone d’évaluation de RSSD. 

1. Intended to sell down its participating interest to ~40/50% in 2021 but that has not happened
2. Acquired full participating interest on CAIRN (40%) in 2020

Lors de la téléconférence de Woodside en juin concernant le premier pétrole, le PDG O’Neill a déclaré que Woodside avait déjà dépensé 177 millions de dollars auprès de fournisseurs locaux. Cependant, il s’agit d’une petite fraction du budget de 5 milliards de dollars.

Assurance

Risques

Mr. Henri Valentin Blaise Gomis, a lawyer and the 1st conference secretary, argues that foreign project ownership and low Petrosen ownership is an attack on national interest of Senegalese people.

Oil and gas leakage. The situation in Niger Delta serves as a cautionary tale. Hopes of economic improvement have been overshadowed by conflict over money and pollution from spills. 

In 

La Pêche

Oil ships have damaged fishing nets that are expensive in Senegal. Their presence meant the people are “suffering more than before”. 

Sources d’information

List of oil contracts on Senegal govt. site

https://www.agenceecofin.com/hydrocarbures/2006-119654-combien-le-projet-sangomar-peut-vraiment-rapporter-au-senegal

Greater Tortue Ahmeyim (GTA) Phase 1

Emplacement: Senegal and Mauritania maritime waters

Propriétaires: BP, Kosmos Energy (26.8%), Petrosen, SMHPM

Opérateurs: BP

Réserves: 425 milliards de mètres cubes de gaz

Production: 2.3 millions de tonnes per an (Mtpa) de GNL selon BP 

Début de la production: Estimatée Q1 2025

Durée de production : 20+ ans

Coût: US$4.6 billion

Dette de Petrosen$290MM with 6.5% interest/year (Prêt de Petrosen)

Aperçu

GTA est un projet offshore de gaz naturel liquéfié situé dans des eaux maritimes appartenant à la fois à la Mauritanie et au Sénégal. Il s’agira de l’une des productions de gaz offshore les plus profondes et les plus risquées au monde, avec des profondeurs allant jusqu’à 3.100 mètres. Le champ pétrolier et gazier de Tortue est situé en Mauritanie dans le bloc C-8. Le champ pétrolier et gazier d’Ahmeyim est situé au Sénégal dans le bloc Saint Louis Offshore Profond. Le projet comprend des puits, des activités sous-marines, une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), une plateforme de terminal GNL, une installation flottante de gaz naturel liquéfié (FLNG) et une prise de GNL la commercialisation du gaz par le biais de navires. Les réserves de GTA contiennent près de 425 milliards de mètres cubes de gaz. 

BP est le seul acheteur du gaz depuis au moins 10 ans (au moins 2033). BP a gagné une procédure d’arbitrage contre Kosmos Energy. 

Le projet est presque terminé et la production devrait commencer au début ou au milieu de l’année 2025. Le FPSO est arrivé sur le site en Mai 2024 et the FLNG “Gimi” est arrivé sur GTA phase 1 en Février 2024. Le FLNG est détenu et exploité par Golar LNG. 

Dans le cadre de la Phase 1 de ce projet, le gaz sera acheminé par un gazoduc sous-marin de 80km jusqu’au FPSO où il sera traité. Ensuite, le gaz s’écoulera par un deuxième gazoduc sous-marin de 35km jusqu’au terminal FLNG. 

BP et ses partenaires explorent déjà une deuxième phase (CAPEX $5 milliards) pour produire 3.40-4,08 milliards de mètres cubes de gaz par an. Au total, le bassin devrait contenir 133 milliards de mètres cubes de gaz. 

Dans ses documents d’entreprise, Kosmos Energy indique qu’elle a le droit de développer et de produire du pétrole et/ou du gaz pour une période de 25 ans, qui peut être prolongée deux fois pour une période de 10 ans. Soit environ 45 ans de production.

Kosmos a financé la part des compagnies pétrolières nationales de « certains coûts de développement », d’une valeur d’environ 300 millions de dollars. Cette somme sera remboursée « avec intérêts » par la part des revenus futurs des compagnies pétrolières nationales.

“In February 2019, Kosmos and BP signed Carry Advance Agreements with the national oil companies of Mauritania and Senegal obligating us to finance a portion of the respective national oil companies’ share of certain development costs incurred through first gas production for Greater Tortue Ahmeyim Phase 1. The amount financed by Kosmos is to be repaid with interest through the national oil companies’ share of future revenues. As of December 31, 2023 and 2022, the principal balance due from the national oil companies was $259.2 million and $196.9 million, respectively, which is classified as Long-term receivables in our consolidated balance sheets. As of December 31, 2023 and 2022, accrued interest on the balance due from the national oil companies was $37.3 million and $21.5 million, respectively, which is classified as Long-term receivables in our consolidated balance sheets. Interest income on the long-term notes receivable was $15.9 million, $10.1 million and $7.1 million for the years ended December 31, 2023, 2022 and 2021, respectively.” https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1509991/000150999124000029/kos-20231231.htm

Risques

Corruption: L’achat par BP de la concession GTA á Timis Corp en 2017 s’accompagne de conditions financières potentiellement désastreuses. BP devrait payer entre 9 et 12 milliards de dollars de redevances à la société de Timis. Cette pression financi ère sur BP sera leur principal objectif pour l’extraction et la vente de ce gaz, menaçant les profits du Sénégal et de la Mauritanie. (nous avons besoin de vérifier et de mieux comprendre cela)

Aliou Sall, le frère cadet de l’ex-président sénégalais Mackey Sall, a été lié à un scandale en 2012. Le gouvernement sénégalais de l’époque a accordé des droits d’exploration de pétrole et de gaz pour deux champs à Petro-Tim, une filiale de Timis Corporation, alors que l’entreprise n’avait aucune expérience préalable en matière d’exploration de pétrole et de gaz. Aliou a ensuite été secrètement payé 250 000 dollars par Petro-Tim lorsque la société a vendu ses droits sur les champs pétroliers à BP en 2014. En outre, il a été payé 1,5 million de dollars sur cinq ans et s’est vu promettre 3 millions de dollars en actions de l’entreprise. Un trust offshore appartenant à Frank Timis a versé à Aliou Sall 250 000 dollars supplémentaires en 2017.

Financier: Senegal’s ability to pay back debt for the GTA project is tied to gas prices. With renewables becoming increasingly competitive, the profitability of the gas produced at GTA is at risk. Senegal has higher costs of production that partner BP due to higher risk debt and the priority BP takes in the deal. 

La biodiversité: Le projet est entouré de nombreuses controverses sur le plan environnemental, le projet risque de détruire le plus grand récif corallien d’eau froide du monde, qui s’étend sur 580 km le long de la côte mauritanienne jusqu’au Sénégal. Le récif stocke d’énormes quantités de carbone et constitue l’une des zones les plus riches en biodiversité au monde En outre, le récif est un habitat important pour les ressources halieutiques de la Mauritanie et du Sénégal. https://gogel.org/greater-tortue-ahmeyim-projec

Le climat: Si les 1 133 milliards de mètres cubes de gaz sont brûlés, ils contribueront à l’émission de 2,2 milliards de tonnes de CO2 dans l’atmosphère.

https://www.bp.com/en/global/corporate/news-and-insights/energy-in-focus/gta-project-fpso-arrival.html

Environmental Assessment:

Phase 1 study

GOGEL GTA Project Review

Sources

https://www.bp.com/content/dam/bp/country-sites/en_sn/senegal/home/pdf/greater-tortue-ahmeyim-fact-sheet-english.pdf

https://www.itie.sn/wp-content/uploads/2021/06/4e-Decret-2019-595-autorisant-BP-Kosmos-PETROSEN-dexploiter-la-parcelle-senegalaise-B-pour-GTA.pdf

Petro-Tim and Petrosen Contract

Yakaar-Teranga Gas Project

Emplacement:

Propriétaires: Kosmos Energy (90%), Petroson (10%, option to increase up to 35%)

Opérateur(s): Kosmos

Réserves: 708 milliards de mètres cubes de gaz

Production: 15.57 millions de mètres cubes par jour

Début de la production: 

Vie: 

Coût: US$

Aperçu:

Le décision d’investissement finale est anticipée pour la mi-2025. La phase 1 devrait coûter entre $5-6 milliards USD. BP s’est retiré du projet en 2023. 

Saint Louis Gas Plant

Aperçu:

L’usine de gaz de Saint Louis sera une centrale électrique à cycle combiné au gaz (CCGT) de 225 MW et un gazoduc à Saint Louis, au Sénégal. La centrale sera alimentée par du gaz naturel domestique. La construction a commencé au début de l’année 2024 par NDAR Energies, une filiale d’Aksa Energy. Le projet de 475 millions de dollars américains est financé par la Banque africaine d’import-export, y compris la conception, le développement, la construction et l’exploitation. Un contrat d’achat d’électricité de 25 ans est en place entre Senelec et NDAR Energies. Le début de la production est prévu pour 2026.

Selon un accord-cadre signé entre Afreximbank et Ndar Energies, Afreximbank et Ndar financeront la centrale et Afreximbank est le principal développeur du projet et l’arrangeur principal mandaté, ce qui signifie que la banque prendra la tête de la syndication de la levée de fonds. Serv a un « engagement de principe » en matière d’assurance avec le projet.

Risques

Partenaires de collaboration potentiels

Développeurs d’énergie renouvelable

Africa-Ren, exploite la première centrale solaire d’Afrique de l’Ouest (Senergy 2, 25MW) et la plus grande centrale solaire du Burkina Faso, Kodeni Solar (38MW).

Lekela Power, vendue pour 1,5 milliard de dollars à Infinity Power, une coentreprise entre Infinity (Égypte) et Masdar (Émirats arabes unis). Les développements renouvelables comprennent un parc éolien opérationnel de 159 MW au Sénégal.

Sources

**LOOKING FOR FRAMEWORK AGREEMENT

https://www.afreximbank.com/afreximbank-and-ndar-energies-s-a-to-develop-250-mw-gas-power-plant-in-saint-louis-senegal%EF%BF%BC/

https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/aksa-energy-starts-construction-255-mw-ccgt-power-plant-senegal.html

Random NOTES

1. Senegal
2. Blocks
   1. Djifere Offshore
   2. Rufisque Offshore
   3. Rufisque Offshore Profond
   4. Sangomar Offshore
   5. Sangomar Offshore Profond (Sangomar Deep)
      1. Fan and Fan South accumulations
      2. SNE North accumulation
         1. SNE North-1 exploration well
            1. 90 km offshore
            2. Discovered 4m net oil in 2017
            3. Cairn Energy
   6. RSSD
      1. Rufisque Offshore, Sangomar Offshore and Sangomar Deep Offshore (RSSD) blocks are combined in a joint venture by Woodside and Petrosen
      2. Sangomar Field is within the RSSD
      3. Far Limited initiated the project
      4. Far executed the sale to Woodside in January 2021
         1. Approved by shareholders 28 April 2021
         2. Sale includes contingent payment capped at US$55m dependent on oil price (source)
3. Parties
   1. Woodside Energy BV
      1. Acquired the entire participating interest of FAR Senegal RSSD S.A. in the RSSD joint venture in 2021 (07 July 2021) for $212 million 2023 annual report
         1. 13.67% of Sangomar exploitation area
         2. 15% interest in remaining RSSD evaluation area
         3. Purchase price US$45 million plus working capital adjustment of US$167 million (to reflect acquisition effective date of 1 Jan 2020)
         4. “ Additional payments of up to US$55 million are contingent on future commodity prices and timing of first oil. “ woodside asx announcement
      2. As a result of this acquisition, Woodside’s participating interest in the RSSD joint venture has increased to 82% for the Sangomar exploitation area and to 90% for the remaining RSSD evaluation area.
      3. Intended to sell down its participating interest to ~40/50% in 2021 but that has not happened
      4. Acquired full participating interest on CAIRN (40%) in 2020
4. Insurance / Assurance
   1. Insurance pool
      1. pool de coassurance de souscription et de gestion des risques pétroliers
      2. Été créé 30 août 2018
      4. La coordination du pool est assurée par la Société d’assurance Sénégalaise de la Réassurance (SENRE)
      5. Mais chaque compagnie d’assurance à l’obligation de céder 6,5 % de son chiffre d’affaires à la société d’assurance sénégalaise de la réassurance (SENRE) et 10 % en facultative à l’étranger.
      6. En 1988, la création de la SEN-RE par les autorités en partenariat avec les sociétés d’assurances agréées répondait à ce souci de mettre en place des mécanismes aptes à favoriser la rétention des primes d’assurances au plan local, en vue de réduire les sorties de devises et le déséquilibre de la balance commerciale.
      7. Par le biais de la Société Nationale d’Assurances Mutuelles (Sonam), les acteurs de l’assurance et de la réassurance ont pu décrocher Woodside pour la couverture assurantielle de ses installations au Sénégal. (Lejecos)
   2. Lloyds
      1. “Mitigating uncertainty and determined to help Cairn Energy (Capricorn Senegal Limited) to get the assurance they need to succeed in their offshore plans covering 400 square kilometres, Lloyd’s Register begins field development surveys in the Sangomar Offshore and Sangomar Deep Offshore licence blocks.”
      2. https://neftegazru.com/news/companies/408670-assuring-senegals-future-in-oil-and-gas/
5. Blocks
   1. Rufisque
      1. 100% Senegalese consortium West Africa Energy (WAE)
         1. WAE headed by former minister Samuel Sarr and Braidy Agne (i think, verify)
         2. Ndar energy installing 250 MW gas plant 
         3. WAE finalizing construction of 300MW gas power plant at Cap des biches, in Rufisque
            1. Combined Cycle Gas Thermal Power Plant (CCG)
            2. Calik Enerji – construction
            3. GE – supplier
         4. WAE capital share 4 billion FCfa
         5. Owners
            1. Locafrique Holding SA
            2. Afrinvest SA
            3. CITAF group
            4. CCMN (comptoir commercial Mandiaye Ndiaye)
            5. Sahel Investments Sénégal SAU
            6. Senelec (15%)
         6. Financing
            1. Overall financing: 230 billion FCfa
            2. Africa Finance Corp (AFC): 85 billion FCfa
            3. African Export-Import Bank (Afreximbank): 50 billion FCfa
            4. Coris Bank: 14 billion FCfa
      2. https://www.seneplus.com/economie/litige-sur-le-bloc-petrolier-attribue-total-letat-du-senegal
   2. Rufisque Offshore Profond
   4. GTA
      1. St. Louis region 250 MW power plant and pipeline
         1. Ndar Energies project
         2. Braidy Agne, head of National Employers’ Council (CNP)
         3. Total project financing 282 billion FCfa ($430 million)
            1. Funds mobilized Afreximbank and Ndar Energies
            2. Afreximbank, main promoter of the project and main arranger mandated to manage the provision of preparatory services for the project and the syndication of the fundraising
         4. Framework agreement signed 22 March 2023
         5. https://www.lejecos.com/Senegal-Des-projets-majeurs_a25826.html
   5. Sangomar
      1. 100 km southwest of Dakar
      2. 7,490 km2
      3. Capacity 500 million barrels crude
      4. African Finance Corporation (AFC) partnership with govt Senegal for financing Sangomar oil field
         1. €50 million to boost sector 9 August 2023
      5. Equipment
         1. FPSO converted from very large crude oil carrier (VLCC) by Cosco (chinese company) 
            1. Started 2021
            2. Keppel Offshore & Marine Tuas
               1. Transferred to singapore for Keppel to complete “topside integration and support the pre-commissioning and commissioning activities of the FPSO”
         2. Surface modules
            1. Manufactured by COSCO and BOMESC Offshore Engineering Company in Tianjin
         3. System mooring of external turret
            1. Penglai Jutal Offshore, Heavy Industries Engineering (PJOE)
      6. Drilling
         1. Diamond Offshore
            1. Ocean Blackhawk first drilling phase
            2. Ocean BlackRhino second phase
      7. Ownership
         1. Woodside
            1. 82%
               1. Purchased Capricorn Energy stake in 2020 
                  1. $525 million plus contingent payment of $25/$50 million if average Brent oil price exceeds $55/$60/barrel & 1st oil in H1 2024 for +30 days source
            2. Review expenditures
               1. 20 Oct 2022 – spent $727 million YTD 
      8. Resources
         1. https://www.itie.sn/apercu-du-secteur-2/projet-sangomar/
   6. Sangomar Deep Offshore
6. Maps 
   1. https://energyindustryreview.com/oil-gas/senegal-to-offer-12-blocks-in-new-offshore-licensing-round/
7. O&G in Senegal
   1. Senegal Gas Network (RGS)
      1. Created 18 November 2019 in SA
      2. Initial capital of 100 million FCfa distributed between senegalese corps
         1. Senelec (10%)
         2. Petrosen (39%)
         3. Fonsis (5% + 46% in carry)
      3. To establish an integrated gas pipeline network
         1. Transport production areas to customers
         2. https://www.lejecos.com/EXPLOITATION-GAZIERE-AU-SENEGAL-Contre-vents-et-marees_a25833.html
   2. https://www.lejecos.com/Petrole-et-Gaz-Colonialisme-vert-_a25832.html

Law No. 98-31 of April 14, 1998 integrated natural gas into the field of hydrocarbons, in its first article.

Projects

Greater Tortue Ahmeyim (GTA) 

GTA LNG is a gas project including a gas field proposed floating liquified natural gas terminal on the maritime border of Senegal and Mauritania. The facility is predominantly designed as an export facility. The field is located at a depth of