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Les efforts de la Chine pour obtenir des contrats à long terme ont commencé en 2021, sous l’impulsion de l’amélioration des relations avec les États-Unis et de la nécessité de diversifier les importations face aux perturbations géopolitiques.

Malgré l’atténuation de la crise énergétique mondiale, la Chine s’approvisionne en gaz, à un rythme jamais enregistré. Pékin aide en effet les acheteurs publics à conclure des contrats à long terme et à investir dans des terminaux d’importation, partout dans le pays. D’ailleurs, le pays est en passe de devenir le premier importateur mondial de gaz naturel liquéfié (GNL) en 2023.

D’après le cabinet d’analyses norvégien Rystad Energy, les importations chinoises de GNL pourraient doubler pour atteindre 138 millions de tonnes d’ici 2033. Il faut remarquer que les entreprises chinoises signent actuellement plus de contrats à long terme que n’importe quel autre pays dans le monde.

Cette année, la Chine a représenté 33 % des volumes mondiaux de GNL à long terme signés. Ces contrats offrent plus de stabilité des prix par rapport au marché spot volatile, ce qui les rend plus intéressants pour la sécurité énergétique et les objectifs de croissance économique de la Chine.

Pour expliquer ce nouvel appétit, les autorités du ministère de l’Énergie ont indiqué que le pays cherche à éviter les pénuries d’énergie en diversifiant ses sources d’approvisionnement. Elles ont ajouté que le pays pourrait revendre les cargaisons contractées à d’autres acheteurs pendant les périodes de faible demande intérieure.

Tout ceci arrive dans un contexte où la Chine stimule sa production nationale de gaz et explore la possibilité d’acheminer du gaz russe par voie terrestre, grâce à de nouveaux gazoducs. Le gouvernement chinois encourage les géants de l’énergie à augmenter la production nationale de gaz, à réduire les coûts de forage et à renforcer l’autosuffisance.

Olivier de Souza

Source : Agence Ecofin

L’un des objectifs clés de la politique de réduction de l’offre de l’OPEP est de tirer à la hausse les prix du combustible. Mais les choses ne se sont pas déroulées exactement comme prévu le mois dernier.

À la fin du mois de juin 2023, la production de pétrole de l’OPEP a connu une légère baisse, les augmentations observées en Irak et au Nigeria ayant compensé les réductions des autres pays membres, d’après l’enquête mensuelle de Reuters sur les niveaux de production du cartel et de ses alliés.

L’organisation a ainsi produit en moyenne 28,18 millions de barils par jour le mois dernier, soit une baisse de 50 000 barils par jour par rapport à la production de mai. Alors que certains membres ont volontairement réduit leur production pour soutenir le marché, l’enquête indique des progrès limités dans la réduction de l’offre avant la nouvelle réduction prévue par l’Arabie saoudite en juillet.

Rappelons qu’en mai, six membres de l’OPEP ont accepté des réductions supplémentaires de 1,04 million de barils par jour, en plus des réductions existantes de 1,27 million de barils par jour. Cependant, la production globale de l’OPEP reste inférieure à l’objectif fixé, principalement en raison des limitations de capacité au Nigeria et en Angola.

L’Arabie saoudite, le Koweït et les Émirats arabes unis ont fait preuve d’une excellente adhésion aux réductions volontaires, tandis que l’Iran a connu la plus forte baisse de production. Pendant ce temps, la production irakienne est restée inférieure au niveau autorisé.

Olivier de Souza 

Source : Agence Ecofin

Face à la tendance baissière des prix du pétrole, l’Arabie Saoudite avait décidé il y a quelques mois de prendre la décision unilatérale d’opérer une coupe d’un million de barils de son offre.

Décidée en juin pour le compte du mois de juillet, la réduction volontaire d’un million de barils par jour de la production saoudienne va s’étendre jusqu’à août. L’annonce a été faite le lundi 3 juillet par le ministère de l’Énergie du royaume wahhabite. Ainsi, pour le mois d’août, la production du chef de peloton de l’OPEP atteindra 9 millions de barils par jour, soit le plus bas niveau de production du pays depuis plusieurs années.

Les autorités disent espérer une hausse des prix du combustible, grâce à cette opération. Elles ont ajouté qu’elles n’écartent pas la possibilité de poursuivre cette réduction après août. La réduction volontaire de l’Arabie saoudite complète l’annonce faite par le pays en avril, avec d’autres producteurs de l’OPEP, de limiter l’offre jusqu’en décembre 2024.

À la suite de l’annonce saoudienne, les prix du pétrole ont augmenté, le baril de Brent atteignant 76,26 dollars, éclipsant les inquiétudes concernant le ralentissement économique mondial et les hausses potentielles des taux d’intérêt de la Réserve fédérale américaine.

En tant que premier producteur de pétrole au sein de l’OPEP, la décision de l’Arabie saoudite a des répercussions importantes sur les marchés pétroliers mondiaux. Alors que l’offre de pétrole devrait se resserrer au cours du second semestre, les principales institutions financières ont revu leurs prévisions et ne s’attendent plus à ce que les prix du brut atteignent 100 dollars le baril cette année.

Olivier de Souza

 Source : Agence Ecofin

De plus en plus, la monétisation du gaz naturel, globalement sous-exploité au Nigéria, devient la priorité opérationnelle de nombre de compagnies locales. Ainsi, ces dernières s’engagent activement dans des partenariats financiers stratégiques.

Au Nigéria, la compagnie locale UTM Offshore et l’institution financière multilatérale panafricaine African Export-Import Bank (Afreximbank) ont conclu, vendredi 30 juin, un partenariat visant à installer une infrastructure flottante de liquéfaction de gaz naturel (FNLG) d’une capacité de 1,2 million de tonnes par an, dans l’OML 204, situé dans l’État d’Akwa Ibom.

Le deal entre les deux entités s’est concrétisé par la signature d’un accord de facilité de préparation de projet paraphé par Julius Rone, le PDG d’UTM Offshore, et Denys Denya, vice-président exécutif d’Afreximbank chargé des finances, de l’administration et des services bancaires.

Dans le cadre de cet accord, Afreximbank s’est engagée à fournir une partie des fonds destinés à l’exécution des travaux préparatoires liés au projet. Ils devraient permettre de limiter les risques relatifs à l’initiative pour en faciliter un financement supplémentaire.

À cet effet, Afreximbank qui est le bailleur de fonds principal du projet, « a été nommé conseiller financier et sera nommé arrangeur principal mandaté », une fois que la viabilité et l’attractivité financière, économique, technique et juridique du projet auront été établies.

Abdel-Latif Boureima 

Source : Agence Ecofin

Après avoir réussi à atteindre l’autosuffisance en gaz naturel et à rejoindre le club des pays exportateurs de ce combustible fossile, le pays le plus peuplé du monde arabe s’efforce de réduire ses importations de produits pétroliers raffinés.

L’Egypte prévoit d’investir environ 9 milliards de dollars dans de nouveaux projets de raffinage du pétrole et de production de produits pétrochimiques, a annoncé le ministère du Pétrole et des Ressources minérales dans un communiqué publié lundi 3 juillet.

Ces projets seront lancés dans les régions d’Alexandrie, Assiut, Suez, Behaira, Damietta et New Alamein, a-t-on ajouté de même source.

Le communiqué, qui ne précise pas le mode de financement des nouveaux projets, souligne que ces investissements s’inscrivent dans le cadre de l’objectif national visant à maximiser la valeur ajoutée des abondantes ressources naturelles du pays.

Le ministère a, par ailleurs, fait savoir que cinq nouveaux projets de raffinage de pétrole et de pétrochimie ont été finalisés depuis 2016, pour un investissement total de plus de 5 milliards de dollars. Ces projets ont permis de porter la capacité de production des produits pétroliers raffinés à 4,30 millions de tonnes à la fin de l’exercice 2021/2022, contre 2,10 millions de tonnes durant l’exercice 2015/2016, contribuant ainsi à réduire la dépendance de l’Egypte à l’égard des importations.

Le pays le plus peuplé du monde arabe reste un importateur net du pétrole. Il a cependant réussi à atteindre l’autosuffisance en gaz naturel en 2018 et à rejoindre le club des pays exportateurs de ce combustible fossile, grâce à de nouvelles découvertes d’importants gisements gaziers.

Source : Agence Ecofin

TotalEnergies joue un rôle clé dans la production nationale du Congo et mène de nombreuses autres activités dans la protection de l’environnement et la transition énergétique. Cela justifie ses nombreux contacts avec l’exécutif du pays.

Henri-Max Ndong Nzue, directeur Afrique, Exploration et Production de TotalEnergies, a annoncé l’intention de l’entreprise de réaliser un puits d’exploration pétrolière en République du Congo. M. Nzue a fait cette annonce à l’issue d’une réunion avec le président congolais Denis Sassou N’Guesso. Aucun détail technique n’a filtré sur le puits et le périmètre concerné par ces travaux.

Il faut néanmoins savoir que l’entreprise est depuis quelque temps, active sur les travaux de développement supplémentaire du champ Moho, entré en exploitation en 2015. D’ailleurs, elle a attribué un contrat d’ingénierie à Aker Solutions en mai dernier, pour lui fournir des têtes de puits sous-marins, des mécanismes de production en eaux profondes, standard et configurables (SPS).

Soulignant l’engagement de l’entreprise en faveur de la transition énergétique au Congo, le responsable a mentionné l’accent mis sur les initiatives de plantation d’arbres pour la séquestration du carbone, ainsi que sur les efforts de collaboration dans les domaines de l’hydroélectricité et de l’énergie solaire.

TotalEnergies a pour objectif de créer une forêt de 40 000 hectares, dont 5 000 hectares d’acacias ont déjà été plantés, sur les plateaux de Batéké. L’opération devrait couvrir les 10 prochaines années et devrait favoriser la séquestration moyenne de 500 000 tonnes de CO₂ par an.

Au Congo, l’industrie pétrolière joue un rôle crucial dans l’économie du pays, contribuant à plus de 52 % au budget national et représentant 90 % de ses exportations.

Olivier de Souza

Source : Agence Ecofin

Malgré son fort potentiel en énergie renouvelable, du reste sous-exploité, le Mali est confronté à un important déficit énergétique dans un contexte de hausse constante de la demande locale d’électricité.

Le groupe énergétique malien Kama SA a annoncé, mardi 4 juillet, via sa filiale au Sénégal, qu’il envisage d’installer dans le pays, une centrale électrique à gaz d’une capacité totale de 180 MW dans la zone économique spéciale de Sandiara, située à 110 km de Dakar.

L’infrastructure devrait disposer d’un dépôt pétrogazier d’une capacité de stockage de 160 000 m³. L’installation intègre également une unité de remplissage de gaz d’une capacité de production annuelle de 25 000 bouteilles.

D’après Haoua Cissé, le responsable de la filiale sénégalaise de Kama SA, l’ambition de cette installation, dont les travaux de « construction devrait commencer en janvier 2024 », c’est à terme d’approvisionner en énergie le Mali qui fait face à une importante crise énergétique.

L’idée, explique Cissé, c’est de répliquer au Sénégal, une expérience similaire réalisée avec succès en Côte d’Ivoire, à savoir « exploiter le gaz local, le convertir en électricité, puis le transférer au réseau malien ».

C’est donc pour cette raison que la concrétisation de ce projet est liée à l’entrée en production des gisements pétrogaziers en cours de développement au Sénégal et dont l’exploitation pour certains d’entre eux devrait commencer dans les mois à venir.

Abdel-Latif Boureima

Source : Agence Ecofin

Vers la fin du mois de janvier, les parties prenantes du projet pétrogazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA) ont annoncé l’acheminement du FPSO prévu pour l’exploitation du gisement gazier, vers le site de production.

Le projet pétrogazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA) a atteint un taux d’exécution de 90 % selon les informations communiquées mardi 4 juillet par Lehbib Khroumbaly, conseiller du segment amont au ministère mauritanien du Pétrole, de l’Énergie et des Mines.

Alors que l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) prévue pour exploiter les ressources gazières du périmètre devrait atteindre le site de production dans les prochains jours, des cadres de la Société mauritanienne des Hydrocarbures (SMHPM) ont pu inspecter l’installation flottante de liquéfaction de gaz naturel Gimi, liée au projet.

Selon Tourad Abdel Baghi, le patron de la SMHPM, « le projet progresse en douceur, avec plus de 3 000 personnes dévouées qui travaillent jour et nuit pour assurer son succès. Chaque jour qui passe nous rapproche du transport du FPSO et du FLNG Gimi vers la région ». Si tout se passe conformément aux prévisions, l’exploitation des premiers volumes de gaz naturel provenant de GTA devrait commencer au quatrième trimestre 2023.

D’ici là, les parties prenantes font cap sur la deuxième phase de développement du projet qui devrait quant à elle entrer en phase active en 2024 ou au plus tard en 2025. « Nous prévoyons un achèvement total [de cette deuxième phase de développement, Ndlr] en 2027 », a précisé Lehbib Khroumbaly.

L’objectif de la phase 2 des travaux de développement du projet GTA, c’est, entre autres, d’augmenter les capacités de production de gaz naturel liquéfié (GNL) de 3 millions de tonnes supplémentaires. L’étude et la conceptualisation de cette étape sont déjà en cours.

Abdel-Latif Boureima

Source : Agence Ecofin

Depuis la production du premier concentré de cuivre en mai 2021, les performances opérationnelles de la mine de cuivre Kamoa-Kakula sont en constante progression. Au premier trimestre 2023, l’actif a livré plus de 93 000 tonnes de concentré.

En RDC, la production de cuivre du complexe Kamoa-Kakula s’est établie à 103 786 tonnes de concentré au deuxième trimestre 2023, en hausse de 11 % par rapport au trimestre précédent. C’est l’annonce faite le 5 juillet par son propriétaire canadien, Ivanhoe Mines, qui précise qu’il s’agit de la meilleure performance trimestrielle de la mine depuis son entrée en service en 2021.

Ce succès a été rendu possible, apprend-on, grâce au fonctionnement à plein régime des deux concentrateurs de la mine, dont le second inauguré fin février. Ils ont travaillé à un débit annuel de 9,2 millions de tonnes et ont pu traiter environ 2,2 millions de tonnes de minerai au cours du deuxième trimestre, à une teneur moyenne de 5,2 % de cuivre.

Évolution de la production de cuivre à Kamoa-Kakula

Pour les six premiers mois de l’année, Kamoa-Kakula a livré 197 389 tonnes de concentré de cuivre et la mine reste en bonne voie pour produire 390 à 430 000 tonnes de cuivre en 2023. La mine est une coentreprise entre Ivanhoe Mines et le chinois Zijin Mining, avec une participation de 20 % du gouvernement congolais.

Source : Agence Ecofin

La Tanzanie, plus important producteur d’or en Afrique de l’Est, abrite une nouvelle mine d’or depuis mars 2023. Il s’agit de Singida, pilotée par Shanta Gold. La compagnie compte sur cet actif pour atteindre dès 2024 une production globale de plus de 100 000 onces d’or par an.

Dans un communiqué publié le lundi 3 juillet, Shanta Gold a révélé son plan minier pour les 5 prochaines années à Singida, sa mine d’or en service depuis mars 2023 en Tanzanie. La compagnie veut y produire 169 000 onces d’or durant la période, soit une moyenne annuelle de 34 000 onces.

Pour y parvenir, Shanta étudie entre autres la possibilité d’ajouter un deuxième broyeur à son usine pour doubler la capacité de traitement actuelle de 1 000 tonnes par jour. En attendant, la société vise une production de 24 000 à 26 000 onces d’or à Singida cette année, en considérant la période allant d’avril à décembre 2023.

« Notre stratégie est axée sur trois piliers clairs: l’optimisation des opérations, la réduction des coûts et la maximisation de la durée de vie de la mine. […] Nous avons déjà identifié un potentiel d’augmentation de la production d’or grâce à des ressources supplémentaires à la fois dans nos licences minières existantes et environnantes », explique Eric Zurrin, DG de Shanta Gold.

Actuellement, la compagnie examine en effet des cibles de forage potentielles afin de lancer une campagne d’exploration au troisième trimestre 2023. Des résultats concluants pourraient lui permettre de prolonger la durée de vie de la mine, qui peut être exploitée jusqu’à 2030 selon les données actualisées. Notons que durant cette période de 7 ans, une production moyenne annuelle de 31 000 onces d’or est attendue à Singida.

Rappelons que Shanta Gold possède une autre mine d’or en Tanzanie, New Luika, où elle prévoit produire entre 66 000 et 72 000 onces en 2023. La société table par ailleurs sur une production globale de 90 000 à 98 000 onces cette année.

Source : Agence Ecofin