Le groupe d’intelligence énergétique Rystad Energy s’attend à ce que la production de gaz de l’Afrique subsaharienne double d’ici 2030, tirée par le développement des ressources offshore en eaux profondes.

Les approvisionnements inexploités en gaz naturel en Afrique subsaharienne devraient être libérés au cours de cette décennie, la production ayant plus que doublé, passant de 1,3 million de barils d’équivalent pétrole par jour (boepd) en 2021 à 2,7 millions de boepd en 2030 en raison de vastes ressources en eau profonde non développées, Rystad La recherche énergétique montre.

Alors que les développements en eaux profondes ont joué un rôle crucial dans la production de liquides 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. Cependant, Rystad pense que cela devrait changer, car le gaz des réserves en eaux profondes augmentera dans les années à venir. La production des développements en eaux profondes montera en flèche de 120 000 boepd en 2021, soit 9 % de la production totale, y compris la production du plateau et des terres, à 1 million de boepd représentant 38 % de la production totale.

Alors que la demande mondiale de gaz continue d’augmenter 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 du plateau et des terres augmentera d’ici 2035 et contribuera à environ 46 % des 4 millions de boepd prévus. de la production totale de gaz de la région, sur la base des réserves récupérables estimées, des calendriers et des plans de développement.

En raison des perspectives de production en plein essor, les investissements nouveaux devraient également monter en flèche, a déclaré Rystad. Les dépenses en immobilisations de gaz et de liquides dans la région ont totalisé 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 dans les nouveaux sites atteindra près de 40 milliards de dollars, dont 24 milliards de dollars iront à des projets en eaux profondes.

Çiva Prasadanalyste principal en amont chez Rystad Energy, a déclaré : « 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 la production. Bien qu’il y ait eu des découvertes notables à terre, le développement des ressources offshore en eau profonde va inaugurer une période de croissance rapide pour la région.

La production de gaz naturel en Afrique subsaharienne a été historiquement faible, mais cela devrait changer en raison d’importantes découvertes en eau profonde non développées dans des pays tels que Mozambique, Afrique du Sudet Mauritanie.

Réservoirs en eau profonde étiquetés Projet GNL Zone 4 de TotalEnergies au Mozambique, où les trains 1 et 2 devraient entrer en production en 2028, détiennent environ 2,3 milliards de barils d’équivalent pétrole (bep) en réserves de gaz. L’Afrique du Sud Champ de Brulpadda – également opéré par la major française – détient 715 millions de bep, tandis que le Grande Tortue Ahmeyim le développement flottant de gaz naturel liquéfié (FLNG) à cheval sur la frontière maritime de la Mauritanie et du Sénégal a une valeur estimée à 300 millions de bep.

Selon Rystad, sur les réserves récupérables potentielles actuelles en Afrique subsaharienne, environ 60 % se trouvent dans les régions en eau profonde, dont près de 60 % sont du gaz. Le Mozambique domine avec 52 % du total des ressources gazières récupérables dans la région, suivi de la région maritime Sénégal-Mauritanie avec 20 % combinés et Tanzanie avec environ 12 pour cent. Nigeria détient également d’importantes réserves récupérables de gaz qui contribueront à la hausse de production prévue.

D’un autre côté, la production de liquides 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 d’environ 4,4 millions de bpj d’ici le fin de la décennie. La production de liquides devrait également augmenter dans les années 2030, avec une production totale d’environ 5 millions de bpj en 2035.

Environ 40 % du total des ressources récupérables en eaux profondes de la région sont des liquides, dont le Nigeria représente 33 % et Angola a 31 pour cent. Ghana et le Mozambique sont deux autres pays disposant d’importantes ressources inexploitées, représentant respectivement 8 % et 7 % des réserves de liquides en eaux profondes de la région.

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 limiter les dépenses en amont et de tracer la voie de la transition énergétique pour aider à réduire les émissions, de nombreux projets en eau profonde auront du mal à sortir de la planche à dessin.

Les majors se concentrent globalement sur la réduction des coûts en amont, la réduction des émissions, l’augmentation des énergies renouvelables et la transition énergétique, ce qui signifie que ces projets en eaux profondes doivent souvent passer au second plan lorsqu’il s’agit de répartir 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 le financement nécessaire. Cela laisse les banques asiatiques – principalement chinoises – avec des réglementations relativement moins strictes sur le financement des développements de combustibles fossiles.