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Monday, April 26, 2010

GEOPOLITIQUE TRANSSAHARIENNE DE L’ENERGIE (Partie 2)


2. L’enjeu transsaharien, l’énergie

Les conflits dans la région transsaharienne sont de nature « locale » même si par moment, ils obéissaient à une dynamique ethnique ou cultuelle transnationale comme dans le cas des Touaregs. Par contre, la rivalité au Moyen-Orient est plutôt entre puissances « émergentes » à la recherche d’un leadership régional.

Les convoitises internationales sont similaires pour ces deux régions d’approvisionnement. L. CHEGROUC

HE 2010

De nombreuses études géopolitiques, stratégiques ou prospectives montrent que l’Afrique du nord1 et le Golfe de Guinée sont des réservoirs pétrolifères complémentaires du Moyen-Orient pour l’approvisionnement international. En plus, la région transsaharienne a cet avantage d'être une façade d'exportation atlantique et méditerranéenne. Un avantage-coût par rapport au Golfe Arabopersique pour l’approvisionnement des Etats-Unis et de l’Europe. La dépendance de ces deux marchés suscite des inquiétudes quant à la sécurité de l'approvisionnement à long terme, d'autant plus que les importations proviennent d'un petit nombre de fournisseurs du Moyen-Orient mais, aussi de la Russie. Une dépendance énergétique qui ne cesse de croître et qu'elle a besoin d'infrastructures de transport à longue distance. La crise du Golfe en 1992 a révélé cette vulnérabilité énergétique vis-à-vis du Moyen-Orient. Elle est rendue plus tangible par la crise du Caucase en 2008.

Une dépendance énergétique qui insiste de plus en plus les puissances internationales et les compagnies pétrolières à peaufiner des stratégies offensives en matière de diversification des routes et des sources d’approvisionnement. De ce fait, la région transsaharienne est devenue un enjeu d’intérêt stratégique, une perspective d’approvisionnement en énergie notamment pour les Etats-Unis et l’Europe, ce qui ne va pas sans difficulté comme ça était analysé dans la première partie (voir supra). A la différence de l’Europe qui a toujours été un puissant acteur dans la région, soit par les projets de ses compagnies, soit par l’influence des anciennes puissances coloniales, les Etats-Unis ont cependant une présence toute récente. Ce pays n’a considéré la région comme « espace vital » dans sa politique étrangère qu’en 1995. La montée en puissance de son rôle économique et militaire dans la région coïncide avec le rythme d’accroissement des réserves prouvées (voir tab.1 & 2).

Tab. 1. Les réserves prouvées du pétrole

(Milliards de barils)

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008 % Monde

Algérie 8,2 8,8 9,2 10,0 11,3 12,3 12,4 1,0

Egypte 2,9 3,8 3,5 3,8 3,6 3,7 4,2 0,3

Libye 20,3 21,3 22,8 29,5 36,0 41,5 41,5 3,3

Nigeria 16,7 16,6 17,1 20,8 29,0 36,2 36,5 2,9

Soudan - 0,3 0,3 0,3 0,6 6,4 6,7 0,5

Tunisie 2,2 1,8 1,7 0,4 0,4 0,6 0,6 -

Tchad - - - - 0,9 0,9 0,9 0,1

Afrique 53,4 57,0 58,7 72,0 93,4 117,0 118,0 9,5%

Sources: BP, SH, NNPC, NOC

1 Voir L. Chegrouche, “Quelle prospective de référence pour l’Afrique du Nord ?”, in Revue de l’énergie n°516, 2000.

L. CHEGROUCHE

Tab. 2.

1980 1985

Algérie 3 720 3 350

Egypte 80 26

Libye 690 63

Nigeria 1 160 1 34

Afrique 5 990 6 16

2.1 - Potentiel des réserves

La région transsaharienne dispose de 8% des réserves mondiales prouvées en pétrole et en gaz. Les réserves prouvées de la région se sont fortement accrues pétrole ou celui de d’exploration sans cesse croissant été conclus depuis 2005, commerciales. Si la région maintient ce rythme d’exploration, le potentiel des réserves en pétrole et gaz est appelé à s’accroitre. compagnies locales régulièrement de enchères. L’enjeu est l’évaluation du potentiel des réserves récupérables.

Fig.5

Les réserves prouvées du gaz naturel

(Gm3)

1990 1995 2000 2005

3 300 3 690 4 520 4 530

260 380 650 1 430 1 900

630 1 210 1 310 1 310 1 320

340 2 840 3 470 4 110 5 150

160 8 550 9 930 12 460 14 070 14

Sources: BP, SH, NNPC, NOC

comme l’illustre le cas de la Libye et de l’Algérie et du Nigeria pour le gaz, à la suite d’un effort croissant. En effet, 250 contrats d’exploration ont dont plusieurs ont permis des découvertes locales, en particulier Sonatrach, NNPC et NOC, mettent des dizaines de nouveaux permis d’exploration

5. Potentiel de réserves en Afrique du nord

Source : Chegrouche, in Med Energie

2010

2008 % Monde

4 540 2,5

2 060 1,2

1 500 0,8

5 300 3,0

580 8,2

Energie, n°30, 2009

L. CHEGROUCHE 2010

Les réserves de gaz dans les principaux pays de la région (Algérie, l’Egypte, la Libye, le Nigeria) s'élèvent à 13 400 Gm3 en 2008, ce qui équivaut à 20 années de consommation pour l'Union européenne. La durée de vie de ces réserves est de 75 ans. Elle est bien supérieure dans le cas de la Libye et le Nigeria et inférieur pour l’Egypte et l’Algérie. La Libye et le Nigéria disposent de l’essentiel des réserves pétrolières : 41,5 milliards de barils pour le premier et 36,5 milliards pour le second. Pour le gaz naturel, Nigeria détient un tiers des réserves prouvées de la région. Une partie de ces réserves est actuellement consacrée à des projets de gaz naturel liquéfié (GNL). Ces projets ne cessent de se développer du fait d’une demande américaine. De plus, le « projet de gazoduc de l'Afrique de l'Ouest (PGAO) », signé par le Togo, le Bénin, le Ghana et le Nigeria, ainsi que le gazoduc destiné à la fourniture de gaz à la Guinée équatoriale, sont des ouvrages qui visent à approvisionner l'ensemble de la région de l'Afrique de l'Ouest. Le projet de gazoduc transsaharien s’ajoute à ce programme d’exportation de gaz naturel. Le Nigeria a certes les plus importantes réserves de gaz en Afrique mais sa capacité de production reste encore faible. Une production brute estimée à 70 Gm3. La géographie de ses réserves présente une forte dispersion des champs et gisements gaziers d’où la nécessité d’un important réseau de collecte et de traitement. Le Nigeria dispose en effet de 250 champs pétroliers et gaziers de faible taille en comparaison par exemple avec l’Algérie où le seul gisement de Hassi R’Mel contenait 3 600 Gm3.

2.2 - Projets de transport

Les projets de transport destinés à évacuer les hydrocarbures de la région sont prolifiques mais coûteux. Pour l’exportation du pétrole, les projets d’infrastructures portuaires sont nombreux et ils se concentrent dans le Golfe de Guinée et en Libye. Pour le gaz naturel, ce sont des terminaux

d’expédition du GNL et des gazoducs transnationaux qui font l’objet de projet de crédibilisation et d’intention de contractualisation. Quatre projets d’envergure internationale sont considérés comme crédibles :

o Le Galsi est un projet de gazoduc qui doit relier l’Algérie à l’Italie via la Sardaigne. Il est inscrit comme « projet d'intérêt prioritaire » par la Commission européenne. Une autre liaison « Galsci » est également à l’étude : Algérie-Sardaigne-Italie via la Corse.

o Le Greenstream II est la seconde phase de l’extension ce gazoduc (voir supra « Libye ») par son rallongement. Il prendrait pour source les gisements du Niger, du Tchad et du Darfour. Le Greenstream II introduirait une dynamique compétitive avec le TSGP. Par analogie, TSGP contre Greenstream en Afrique, Nabucco contre South-Stream dans le Caucase.

o Le PGAO est un projet de gazoduc qui vise à approvisionner l'ensemble de la région de l'Afrique de l'Ouest (voir supra).

L. CHEGROUCHE 2010

o Le TSGP (voir infra). La réalisation de ces projets requiert d’abord un partenariat efficace.

Ensuite, le financement de ces projets ne peut pas être supporté par un seul pays. Enfin, la sécurisation des tracés est une exigence de durabilité.

2.3 - Trans-Saharan Gas Pipeline

Le TSGP est un projet de gazoduc qui acheminera le gaz naturel vers l’Europe à partir de la région du Delta du Niger, via le Niger et l'Algérie, puis par une liaison offshore le long de la Méditerranée, via le système transport de Medgaz et de Galsi.

Tab.3. Les caractéristiques du Transsaharien

Le projet TSGP

Point de départ Brass (Delta du Niger, Nigeria)

Point d'arrivée

Option 1 - Béni Saf - côte ouest de l'Algérie

Option 2 - El Kala - côte est de l'Algérie

Longueur

4180 Km (arrivée à Béni Saf)

4330 Km (arrivée à El Kala)

Diamètre

48 pouces

56 pouces

Stations de compression

5 pour l'option 48 pouces

18 pour l'option 56 pouces

Capacité

20 Gm3 par an

30 G m3 par an en plein régime

Mise en service 2015 – 2017 Coût 10 milliards de dollars US Promoteurs Sonatrach NNPC

Consortium En cours de constitution mais l’accord final indique une première répartition :

_ Sonatrach (45%)

_ NNPC (45%)

_ Niger (10%)

En 2009, un accord final entre les trois pays traversés par le TSGP précise que 90% du capital du consortium sont détenus à égalité par NNPC et HEGROUCHE 2010

Sonatrach, 10% par le Niger. Les trois partenaires pourraient céder une partie de leur part à un tiers. Cette part est estimée à environ 20%, soit 2 milliards US dollars, à raison de 2 ou 3% pour chaque participation.

o Le projet TSGP sillonnera le Nigeria du sud au nord sur 1300 km. Des zones marécageuses du Delta du Niger, le TSGP passera à travers des terres cultivées et des forêts tropicales au nord du Nigeria. Le tracé nigérian est susceptible d’exacerber des conflits avec les populations locales qui se trouvent sur les terres cultivées au nord du Nigeria.

o Au Niger, le pipeline traversera sur 400 km des savanes caractéristiques des paysages du Sahel. Le Sud constitué de terres riches exploitées par des populations sédentaires dont la principale tribu, de culte musulman, domine le pouvoir sans partage depuis l’indépendance de ce pays. Le Nord aride mais riche en ressources naturelles dont l’uranium. Les populations autochtones sont les Touareg. Le Niger dispose de très faibles moyens pour sécuriser les infrastructures de transport sauf le recours à la coopération militaire, à l’instar des mines d’uranium.

o Près de 50 % du tracé du TSGP traverseront l’Algérie. D’abord, le Sahara, puis dans sa phase finale, le pipeline franchira les reliefs des montagnes de l'Atlas et les zones des hauts plateaux pour atteindre la côte. Il sera connecté au Medgaz et (ou) Galsi.

L. CHEGROUCHE 2010

Fig.6. L’itinéraire du TSGP

Source : Petroleum Economist

L. CHEGROUCHE 2010

Les enjeux de ce projet selon Sonatrach, NNPC et le bureau d’études britannique Penspen, sont les suivants :

o Le prix du gaz permettant une rentabilité du projet est de 4,15 $/MBTU.

o Le coût du projet du tuyau est estimé à 10 milliards US $.

o Le coût des infrastructures de collecte au Nigeria est estimé à 3 milliards US $.

En conclusion, l’analyse du jeu transsaharien et ses effets énergétiques révèle que la rivalité prend souvent la forme de conflits où des puissances s’affrontent sur des zones pétrolifères, par groupes ethniques ou cultuels interposés, au gré de colossaux intérêts économiques. La multiplication des conflits comme dans le Delta de Niger, le Darfour ou l’Azawak est en l’illustration. Les compagnies pétrolières locales et les pays de la région inscrivent leur action autour et le long des fractures géopolitiques induites par des rivalités locales et des convoitises internationales.

Dans ce jeu d’acteurs, les puissances internationales n’agissent pas d’une manière homogène ou collusoire. Toutefois, la stratégie d’acteurs la plus pertinente est celle des Etats-Unis, parce qu’elle combine toutes les séquences de jeu. La montée en puissance de son rôle économique et militaire dans la région coïncide avec le rythme d’accroissement des réserves prouvées. La dépendance énergétique insiste de plus en plus ces puissances internationales à peaufiner des stratégies offensives en matière de diversification des routes et des sources d’approvisionnement. De ce fait, la région transsaharienne est devenue un enjeu d’intérêt stratégique. Le projet TSGP s’inscrit dans ce contexte de forte rivalité géopolitique et energétique.



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