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Wintershall Dea envisage d’élargir sa coopération avec Sonatrach

La société allemande Wintershall Dea, spécialisée dans la recherche et la production du gaz naturel et du pétrole brut, s’emploie à élargir sa coopération avec Sonatrach. Des rencontres avec le partenaire algérien Sonatrach et sa filiale Alnaft sont annoncées pour les jours à venir.

Un communiqué du ministère de l’Energie et des Mines indique que le premier responsable du secteur, Mohamed Arkab, a reçu hier la directrice générale de Wintershall Dea AG, Europe, Moyen-Orient et Afrique du Nord, Mme Dawn Summers. Ils ont discuté du renforcement du partenariat dans le domaine des hydrocarbures.

Les deux parties ont également abordé les opportunités d’investissement et de coopération dans le développement et le transport de l’hydrogène, ainsi que le captage et le stockage du carbone (CCS).

La représentante de la société allemande a affirmé que l’Algérie est un candidat de choix pour un partenariat énergétique renforcé. Elle a assuré de la volonté et de l’engagement de Wintershall Dea à renforcer sa présence en Algérie.

Wintershall Dea est présente en Algérie à travers sa participation au projet Reggane-Nord, au Sud du pays. En mai dernier, elle a annoncé l’augmentation de sa participation dans ce projet pour plusieurs années encore.

Selon le site energyvoice.com, Wintershall Dea achètera à Edison une participation de 11,25%. Sa part dans ce projet sera donc de 30,75%, celle de Repsol de 29,25%, alors que la part de la compagnie nationale algérienne est de 40%.

Le projet Reggane-Nord est entré en production en 2017. La période d’exploitation s’étend jusqu’à 2041. Le partenariat avec Sonatrach porte sur l’exploration de six gisements de gaz s’étalant sur une superficie de 1800 km2.

Reggane-Nord produit 2,8 milliards de mètres cubes par an. Le site est raccordé au réseau d’exportation par le nouveau gazoduc GR5 construit par Sonatrach.

En août 2017, les deux compagnies algérienne et allemande ont signé un mémorandum d’entente afin d’examiner les possibilités de coopération dans les domaines d’exploration, de développement et de production d’hydrocarbures en Algérie et à l’International.

Pour Wintershall Dea, ce partenariat vise à explorer les possibilités de coopération en Algérie et assurera un cadre à Wintershall Dea afin d’identifier et de saisir potentiellement des opportunités commerciales supplémentaires dans le pays.

«Wintershall Dea a toujours été un partenaire actif dans le projet Reggane Nord et nous sommes heureux de renforcer notre rôle» a affirmé Thomas Ruttmann, vice-président senior et directeur général pour l’Algérie.

De son côté, Mme Dawn Summers a soutenu que notre pays recèle un grand potentiel de production de gaz naturel et de futurs projets énergétiques. C’est pourquoi, a-t-elle poursuivi, «nous voulons renforcer notre présence en Algérie et contribuer au développement de son secteur énergétique. Accroître notre intérêt pour le projet Reggane-Nord est une première étape».

«Premier producteur de gaz naturel en Afrique, l’Algérie posséderait la troisième plus grande réserve de gaz de schiste au monde. Membre de l’OPEP, le pays est aussi l’un des trois principaux producteurs de pétrole en Afrique» lit-on sur le site de la société allemande. Et de souligner : «Cependant, le pays est tellement vaste et les conditions climatiques si extrêmes que la prospection et la production d’hydrocarbures constituent un véritable défi».

A propos de Wintershall Dea

Wintershall Dea est la première société européenne indépendante de gaz et de pétrole, complétée par une activité intermédiaire stable, lit-on sur le site web de la société. Elle a été créée en mai 2019 par la fusion de Wintershall Holding GmbH de BASF (activités et filiales pétrolières, gazières et intermédiaires de BASF) avec DEA Deutsche Erdoel AG de LetterOne (activités et filiales pétrolières et gazières de LetterOne).

Cette fusion a réuni deux entreprises allemandes, chacune avec une histoire de plus de 120 ans, apprend-on. Les deux organisations ont exécuté des projets dans le monde entier, où elles ont développé une vaste expertise et des capacités avancées, faisant de Wintershall Dea, selon notre évaluation, un opérateur de premier plan et un partenaire de choix pour les parties prenantes du monde entier.

Karima Mokrani

07-09-2022
Sonatrach-ENI: signature d’un avenant au contrat d’achat et de vente de gaz

Les responsables des deux compagnies Sonatrach et ENI se sont rencontrés ce matin, mardi 1^er juin 2021, au siège de la direction générale de la compagnie nationale à Alger. Ils ont procédé à la signature d’un avenant.

«Dans le cadre des rencontres périodiques relatives à l’examen des projets entre Sonatrach et ENI, le management des deux compagnies s’est réuni ce mardi 1er juin 2021 au niveau de la direction générale de Sonatrach pour passer en revue l’avancement des travaux concernant les projets exploration et production, les initiatives en cours, sur la formation, le bio raffinage, les opportunités à l’international et les projets d’énergie renouvelable, notamment la construction et la mise en œuvre du laboratoire solaire dont la mise en œuvre est prévue pour le quatrième trimestre 2021» lit-on dans le communiqué rendu public le jour même.

En marge de cette rencontre, poursuit le communiqué, « il a été procédé à la signature d’un avenant au contrat d’achat et de vente de gaz naturel signé entre Sonatrach et ENI en 1977».

Cet avenant «fixe les conditions commerciales de la livraison de gaz naturel pour l’année gazière 2021-2022» et «définit les principes de livraison par Sonatrach à ENI de volumes additionnels sur le marché italien».

Selon la compagnie nationale, cet avenant «réaffirme l’engagement des deux parties à consolider leurs relations existantes et poursuivre leur partenariat, traditionnel, marquant une nouvelle fois leurs volontés à renforcer la coopération de long terme entre les deux compagnies».

Le 25 mars 2021, deux accords ont été signés par les deux parties algérienne et italienne, à la faveur d’une nouvelle rencontre entre le P-DG de la compagnie nationale, M. Toufik Hakkar et l’Administrateur Délégué d’Eni, M. Claudio Descalzi, tenue cette fois-ci à Milan.

Le premier accord vise la réalisation d’un programme pour la relance des activités d’exploration et de développement dans la région du bassin de Berkine. Aussi, il prévoit la réalisation d’un hub de développement de gaz et de pétrole brut à travers une synergie avec les installations existantes du périmètre 405b.

Le second accord est un mémorandum d’entente qui porte, entre autres, sur le bio-raffinage, la production de l’hydrogène et le développement des énergies renouvelables.

Le 10 décembre 2020, un accord renforçant le partenariat dans ce même bassin de Berkine a été signé à Alger par les deux responsables, Toufik Hakkar et Claudio Descalzi.

En mars 2020, la compagnie algérienne a annoncé avoir réalisé, en partenariat avec le groupe italien, la construction d’un gazoduc qui relie les sites de Bir Rebaa Nord (BRN) et de Menzel Ledjmet Est (MLE) dans le Bassin de Berkine.

Karima Mokrani

01-06-2021
Abdelmadjid Attar: «Les pays exportateurs de gaz doivent se réorganiser»

A l’ouverture des travaux de la 22^ème réunion ministérielle du Forum des pays exportateurs de gaz (GECF), qui s’est tenue par visioconférence, aujourd’hui , sous la présidence de l’Algérie, Abdelmadjid Attar, le ministre algérien de l’Energie et président de cette 22^ème session du GECF, a souligné la nécessité pour ces pays exportateurs de gaz de «se réorganiser». En effet, ces pays doivent faire face à une conjoncture difficile marquée par cette pandémie de la Covid-19 et une offre excédentaire du gaz qui s’est annoncée bien avant l’arrivée du virus.

Les 11 pays membres et les 9 autres observateurs étaient au rendez-vous, en plus d’organisations énergétiques, principalement l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et le Forum international de l’Energie (IEF). La réunion a été précédée par une table-ronde hier sur l’impact de la Covid-19 sur le marché gazier.

Deux facteurs qui ont entrainé une baisse «inédite» des prix du gaz. «Pour compenser la stagnation dans le monde de gaz naturel, nous devons nous réorganiser et nous réinventer pour augmenter nos forces en ces temps difficiles», a affirmé Abdelmadjid Attar. Dès lors, «les membres du GECF sont tenus d’adapter leur réflexion aux problèmes qui les attendent».

Abdelmadjid Attar soutient que le gaz naturel «demeure la source d’énergie la plus prometteuse et la plus polyvalente du fait qu’il est écologique et abordable, et il devient de plus en plus accessible aux consommateurs».

Aussi, «ses attributs propres font désormais partie des conversations importantes sur les objectifs de développement durable à l’horizon 2030, et l’augmentation attendue du mix énergétique mondial est un fait prometteur». Pour le ministre algérien, «il est important que le gaz naturel joue un rôle plus important dans la transition énergétique dans laquelle le monde s’est engagé».

Ainsi, estime Abdelmadjid Attar, spécialiste des questions énergétiques, malgré la baisse actuelle de la demande pour les raisons susmentionnées, «la demande mondiale d’énergie devrait augmenter d’environ 24% d’ici 2050, principalement dans les pays en développement, sous l’effet de la croissance démographique, de l’expansion économique et de l’amélioration des conditions de vie».

Deux défis majeurs justifient cette perspective : l’accès aux services énergétiques modernes et la protection de l’environnement

Deux défis majeurs justifient cette perspective : l’accès aux services énergétiques modernes et la protection de l’environnement. «Le gaz naturel est certainement bien placé pour apporter une réponse adéquate aux défis évoqués au même titre que les énergies renouvelables» insiste Abdelmadjid Attar. Tout un ensemble de raisons et d’objectifs qui imposent aux pays exportateurs de gaz d’aller à la recherche de solutions immédiates et appropriées.

Hier, lors de la table-ronde sur l’impact de la Covid-19 sur le marché gazier, le ministre algérien de l’Energie a plaidé en faveur d’un «mécanisme» qui sera à même d’assurer la stabilité du marché gazier. «Il n’existe pas de mécanisme comme pour le pétrole où les pays souverains pourraient agir de manière coopérative et collective pour apporter la stabilité aux marchés du gaz, en particulier en temps de crise» a-t-il expliqué. Et de poursuivre : «C’est peut-être l’occasion d’explorer grâce à une réflexion innovante, les possibilités de mettre en place de tels schémas coopératifs, au profit des exportateurs, des consommateurs et de l’industrie gazière».

Par ailleurs, a indiqué Abdelmadjid Attar en ce qui concerne l’Algérie, «plus de 20 milliards de dollars devraient être investis au cours des cinq prochaines années dans le développement de la chaîne gazière». Une action d’autant plus nécessaire que la nouvelle loi sur les hydrocarbures l’encourage vivement.

«La nouvelle loi sur les hydrocarbures promulguée il y a moins d’un an, vise à encourager les investissements et promouvoir le partenariat avec les entreprises internationales» a-t-il dit. «Le gaz naturel, en association avec les énergies renouvelables, notamment le solaire, continuera à servir de principal carburant pour le développement du secteur de la production d’électricité en Algérie» a également indiqué le ministre de l’Energie, Abdelmadjid Attar.

A rappeler la tenue, jeudi 05 novembre dernier, de la première réunion de haut niveau entre l’OPEP et le GECF. Le secrétaire général de l’OPEP, Mohammad Barkindo a salué aujourd’hui le rôle de l’Algérie au sein des deux organisations.

Samia Hanifi.

12-11-2020
La Chambre africaine de l’énergie prévoit une augmentation de la monétisation du gaz

Dans ses dernières Perspectives énergétiques pour l’Afrique 2021 (Africa Energy Outlook 2021) publiées plus tôt cette semaine, la Chambre africaine de l’énergie prévoit une augmentation de la monétisation du gaz à travers le continent grâce au besoin de décarbonisation et d’industrialisation.

La Chambre africaine de l’énergie a notamment constaté que, bien que non isolés de la COVID-19, les marchés du gaz ont été moins exposés que ceux du pétrole aux chocs de 2020, notamment parce que c’est l’industrie des transports qui a été la plus touchée par la pandémie de Covid-19.

Le marché mondial du gaz était néanmoins déjà confronté à une surabondance de GNL avant la COVID-19, ce qui se traduisait par des prix encore plus déprimés alors que l’impact de la pandémie sur la demande commençait à se manifester au printemps 2020.

En conséquence, fait remarquer la Chambre africaine de l’énergie les prix de référence clés en Europe et en Amérique du Nord et l’Asie ont tous connus une pression négative depuis le début de 2020.

Pour l’avenir, les attentes de la Chambre africaine de l’énergie concernant les fondamentaux du marché mondial du gaz devraient rester lâches jusqu’en 2021 en raison de la faiblesse de la demande induite par la COVID-19 et du maintien de l’offre élevée de GNL.

Ceci sera ensuite suivi d’un resserrent considérable des prix, car la croissance de la demande de GNL re-dépassera la capacité de liquéfaction qui fera suite aux retards dans la sanction des projets en 2020 et 2021.

Les prévisions de la Chambre africaine de l’énergie

Les prévisions indiquent notamment un équilibre serré du GNL entre 2023 et 2025 et, parallèlement, une flambée des prix. Après cette période, il existe un risque de baisse des prix pour 2026 et 2027 en raison du potentiel de voir une nouvelle vague de décisions finales d’investissement en 2021 et 2022. Ces futurs projets devraient inclure le terminal GNL de 15,2 mtpa de Rovuma au Mozambique par ExxonMobil et Eni, et l’expansion du projet FLNG de Greater Tortue Ahmeyim (GTA) de BP et Kosmos Energy en Mauritanie et au Sénégal.

Compte tenu de la surabondance de gaz sur les marchés mondiaux avec des prix déprimés, La Chambre africaine de l’énergie note qu’il pourrait maintenant y avoir une opportunité de stimuler une plus grande consommation de gaz domestique en Afrique. L’expansion des infrastructures pour remplacer le diesel, l’utilisation accrue du gaz dans le mix énergétique et à des fins industrielles sont autant d’initiatives qui bénéficieraient du faible coût actuel du gaz.

Par ailleurs, les responsables et les régulateurs africains ont de plus en plus saisi l’importance du gaz naturel et poussé à son adoption dans tous les secteurs, en particulier sur les principaux marchés des hydrocarbures en Afrique de l’Ouest, centrale et australe.

Le Nigéria, par exemple, a déclaré 2020 Année du gaz et adopté un nouveau code de réseau de transport de gaz cette année, et le Sénégal s’est lancé cette année dans un projet de gazoduc pour construire un réseau de distribution de gaz national de 155 km.

La monétisation du gaz est encore plus logique en Afrique étant donné les très fortes intensités de torchage du continent. Alors que l’Afrique bénéficie d’hydrocarbures conventionnels et faciles à extraire, l’incapacité à empêcher le torchage de gaz catapulte néanmoins le continent en région la moins efficace en carbone avec environ 31 kilogrammes de CO2 émis par baril équivalent pétrole produit, selon les Perspectives 2021.

Si 2018 est actuellement la dernière année avec des données de haute qualité, les projections à l’horizon 2025 indiquent néanmoins que l’Afrique globalement n’améliorera pas sa position avec des émissions restant au-dessus de 30 kilogrammes de CO2 par baril d’équivalent pétrole. Seule une monétisation plus forte du gaz domestique pourrait justifier l’utilisation des réserves de gaz de l’Afrique à des fins industrielles et de production d’électricité au lieu de les brûler et de les gaspiller.

Ce faisant, l’Afrique réduirait non seulement son intensité carbone, mais deviendrait également plus attrayante pour les investisseurs mondiaux cherchant à allouer des capitaux aux projets les moins intensifs en carbone possible.

L’Africa Energy Outlook 2021 met un accent particulier sur toutes ces tendances des marchés du gaz sur le continent, offrant aux parties prenantes des informations uniques sur les prévisions de production et de consommation.

Source Chambre africaine de l’énergie

11-11-2020
Gaz: La Guinée équatoriale a lancé le premier méga hub gazier offshore d’Afrique

La Guinée équatoriale se positionne comme une plaque tournante du gaz dans le golfe de Guinée et espère ainsi réussir là où d’autres ont échoué : développer la première entreprise gazière transfrontalière réussie du continent.

Le gaz est une priorité essentielle pour la Guinée équatoriale et ses voisins. Alors que le Cameroun a mis en service la première unité flottante de GNL d’Afrique en 2018, le Nigéria a déclaré 2020 Année du gaz et les deux pays continuent de faire pression pour le développement d’une économie basée sur cette energie.

De son côté, la Guinée équatoriale a lancé le premier méga hub gazier offshore d’Afrique l’année dernière en signant des accords définitifs avec Marathon Oil, Noble Energy, Atlas Petroleum, Glencore et Gunvor pour recevoir et traiter le produit des champs d’Alen et d’Aseng, et compenser le déclin de la production du champ d’Alba.

Le projet revêt une importance stratégique pour la Guinée équatoriale car le champ d’Alba était jusqu’à présent le seul fournisseur de cette energie de son complexe de Punta Europa, qui alimente plusieurs industries dont un train de GNL et une unité de production de méthanol, tous deux en quête d’expansion.

Mais une telle infrastructure de réception pourrait également être une aubaine pour le Nigéria et le Cameroun qui ont tous deux plusieurs gisements juste de l’autre côté la frontière maritime de la Guinée équatoriale et qui ont besoin d’infrastructure de traitement et de valorisation.

2020 année du gaz

La vision de la Guinée équatoriale est simple : elle veut devenir ce méga-hub gazier pour la sous-région en développant plusieurs hubs offshores pour monétiser les réserves voisines et développer les industries gazières en aval, stimulant ainsi le développement industriel et la croissance économique.

Sur l’île de Bioko, les industries équato-guinéennes ont besoin de gaz. EG LNG a besoin d’un approvisionnement à long terme pour son installation d’exportation de GNL existante et envisage le développement d’un deuxième train de GNL.

Parallèlement, l’Atlantic Methanol Production Company a accepté de soutenir l’initiative en cours de l’Année de l’investissement en élargissant son unité de production de méthanol et en diversifiant sa production avec des produits dérivés.

Alors que la demande augmente, le message que la Guinée équatoriale envoie à ses voisins est le suivant: nous fournissons l’infrastructure de traitement et de prélèvement, vous fournissez la matière première.

Bien que des projets similaires aient été développés en Afrique auparavant, ils n’ont pas répondu aux attentes. Le gazoduc de l’Afrique de l’Ouest, par exemple, est le premier réseau régional de transport sur le continent, mais reste incapable de fournir des approvisionnements stables au Bénin, au Togo et au Ghana.

Le méga hub gazier que la Guinée équatoriale développe dans le golfe de Guinée aura ses propres défis. Le Nigéria n’appartient pas à l’OHADA et fonctionne sous un régime juridique différent de celui de la Guinée équatoriale et du Cameroun.

Les trois pays ont également des législations pétrolières, des régimes fiscaux et des contrats de partage de production différents. Ce sont tous des facteurs qui doivent être pris en compte pour transformer cette vision en réalité.

Mercredi, lors d’une réunion multilatérale à Malabo, S.E. Gabriel Mbaga Obiang Lima, ministre des Mines et des Hydrocarbures de Guinée équatoriale, a pris une mesure proactive en créant un Comité exécutif chargé d’accélérer les progrès du méga hub gazier. L’équipe est également chargée de veiller à ce que le gaz soit transporté à l’intérieur et à l’extérieur de la région.

La réunion, qui a réuni Marathon Oil, EG LNG et les entités publiques de GEPetrol et Sonagas, envoie un signal clair qu’un partenariat public-privé est en cours d’élaboration.

Ce qu’il reste à voir, c’est si le ministre Obiang Lima peut conclure un accord pour acheminer le gaz nigérian abandonné, associé et même torché à EG LNG sur l’île de Bioko.

Il en sera de même du gaz d’Etinde en provenance du Cameroun. Le Nigeria et le Cameroun ont suffisamment de gaz, mais la solution à leur commercialisation se situe de l’autre côté de la frontière maritime voisine avec une installation comme EG LNG. De même, la capacité du ministre nigérian des Ressources pétrolières S.E. le chef Timipre Sylva à conclure un accord est la clé de la réalisation des rêves du Nigeria et de la Guinée équatoriale pour l’industrie gazière régionale.

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31-01-2020
Le Ghana augmente sa production de pétrole et renforce sa visibilité

Si l’on songe aux principaux pays pétroliers et gaziers d’Afrique, le Ghana ne figure généralement pas parmi ceux qui viennent à l’esprit. Or le pays est l’une des étoiles montantes de ce secteur.

Dans le passé, le Ghana a été l’un des producteurs de pétrole et de gaz les plus modestes du continent, mais sa production devrait croître rapidement au cours des cinq prochaines années.

L’organisation chargée du développement des ressources en hydrocarbures des États d’Afrique de l’Ouest est la société pétrolière nationale Ghana National Petroleum Corporation (GNPC).

L’augmentation de la production ghanéenne devrait être assurée par la croissance des actuels forages offshore, notamment Twenboa-Enyenra-Ntomme (TEN) et Offshore Cape Three Points (OCTP).

Le premier flux d’hydrocarbures a été remonté des puits offshore ghanéens TEN opérés par Tullow Oil jusqu’à la FPSO (unité flottante de production et de stockage) « Professor John Evans Atta Mills » en août 2016.

Le champ OCTP est un projet intégré en eau profonde divisé en deux étapes : le développement des gisements de pétrole d’abord, puis ceux de gaz, opérés par Eni Ghana.

Situé à environ 60 km de la côte occidentale du Ghana, le champ OCTP recèle des réserves pétrolières et gazières non associées : 40 milliards de m³ de gaz et 500 millions de barils de pétrole environ.

Le secteur énergétique du Ghana sur le point de connaître une énorme avancée

Mohammed Amin Adam, vice-ministre ghanéen de l’Énergie chargé du pétrole, est convaincu que le secteur énergétique de son pays est sur le point de connaître une énorme avancée.

Il déclare que le Ghana est en mesure de faire passer sa production de pétrole de 180 000-200 000 bl/j aujourd’hui à 500 000 bl/j d’ici six ans, et vise à atteindre jusqu’à 1 million bl/j par la suite. « Si nous voulons maintenir ou accroître notre production, nous devons être très agressifs en termes d’exploration », a-t-il déclaré.

En 2017, la production moyenne des champs TEN était de 56 000 bl/j ; cette année, la production du champ OCTP devrait atteindre un pic à 45 000 bl/j.

Outre ces deux champs en exploitation, d’autres projets d’exploration progressent rapidement, comme les découvertes de Teak, Akasa et Mahogany East dont les tests de puits ont révélé l’existence de réserves importantes.

« Ghana 1000 », un projet de conversion de gaz en électricité

Le pays a un autre grand projet dans ses cartons : « Ghana 1000 », un projet de conversion de gaz en électricité en plusieurs phases, situé près de Takoradi, dans l’ouest du Ghana.

Il s’agit d’une technologie de production d’électricité à cycle combiné qui aura une puissance d’environ 1 300 MW une fois sa construction achevée ; elle soutiendra l’industrie ghanéenne du gaz naturel en plein essor en achetant le gaz naturel du gisement de Sankofa, qui fait partie du champ OCTP.

Un pipeline sous-marin reliera une unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU) à des installations terrestres qui alimenteront ensuite le projet. La FSRU devrait commencer à fonctionner en 2020.

Le 1^er cycle de campagnes d’octroi de licences pétrolières et gazières achevé

Le Ghana a achevé son premier cycle de campagnes d’octroi de licences pétrolières et gazières au début de cette année avec l’attribution de deux des cinq blocs proposés.

Les sociétés First Exploration et Petroleum Development, en partenariat avec Elandel Energy (Ghana), ont remporté le bloc WB02, tandis que le bloc WB03 a été adjugé à Eni Ghana et Vitol Upstream Tano. Le bloc WB03 est situé dans les eaux moyennement profondes du riche bassin de Tano, au large du Ghana. Vu le succès de ce cycle, un deuxième cycle d’octroi de licences est en cours d’organisation.

Partager le talent

Le maître mot de l’ensemble du secteur pétrolier et gazier est « collaboration », et le Ghana ne fait pas exception à la règle. La GNPC a récemment signé avec trois de ses voisins, la Sierra Leone, la Gambie et le Liberia, un protocole d’accord de partage d’expertise.

« Nous pensons que nous devons partager l’expérience d’autres pays dans l’optique d’améliorer nos propres procédures », a déclaré M. Kofi Kodua Sarpong, PDG de la GNPC. « Notre organisation est active ici depuis une quarantaine d’années, nous possédons de l’expertise et nous pouvons exporter notre talent. C’est pourquoi nous examinons toutes les opportunités en ce sens. En fait, je peux dire que nos frères et nos sœurs dans d’autres pays frappent à notre porte à la recherche de conseils et c’est justement ce que nous souhaitons. »

Le boom pétrolier doit avoir un impact au plan local

En développant ces actifs, il est important que le Ghana, à l’instar de nombreux autres pays africains, veille à ce que l’industrie et les travailleurs locaux bénéficient de l’intensification des activités pétrolières et gazières.

« Il existe un besoin avéré de développer les capacités locales tout le long de la chaîne de valeur du pétrole et du gaz par le biais de la formation, du développement des compétences et des connaissances, du transfert de technologie et de savoir-faire, ainsi que de promouvoir un programme actif de recherche et développement grâce à des efforts de collaboration aux niveaux local et international », ajoute M. Kofi Koduah Sarpong.

Ces dernières années au Ghana, l’attention s’est concentrée sur la nécessité d’orienter vers l’industrie pétrolière et gazière une partie du personnel local, de la production locale de matériaux, des financements et des biens et services d’origine locale, et d’en obtenir un impact monétaire mesurable.

« Parallèlement à cet objectif, nous voulons également qu’il y ait une participation à contenu local, c’est-à-dire que nous allons veiller au niveau de l’actionnariat ghanéen dans le secteur pétrolier et gazier », poursuit M. Sarpong. « Les entreprises ghanéennes du secteur de l’énergie doivent être encouragées à accroître leur participation dans ce secteur émergent en plein essor. C’est certainement l’un des moyens les plus durables d’aligner le secteur sur les besoins de notre pays en termes de création d’emplois et de croissance économique, tout en réduisant le risque de la fuite des capitaux et son impact négatif sur notre économie. »

L’industrie pétrolière et gazière du Ghana continue d’attirer les principaux acteurs mondiaux du secteur

Grâce à l’intérêt soutenu des investisseurs, dû principalement à un contexte propice aux investissements et à la stabilité de la démocratie, l’industrie pétrolière et gazière du Ghana continue d’attirer les principaux acteurs mondiaux du secteur.

« Le potentiel du secteur en tant que moteur de la croissance économique souhaitée par le Ghana est évident », a conclu M. Sarpong. « Mais je pense que nous ne pourrons véritablement engranger les bénéfices du secteur pétrolier et gazier et, en fin de compte, obtenir de la croissance économique, que lorsque les Ghanéens recevront une part respectable de la valeur produite par le secteur. Pour un pays comme le Ghana qui vise à l’auto‑dépendance et à s’affranchir de toute aide, ce noble appel vient à point, et il est temps d’agir dès maintenant. »

Distribué par APO Group pour Africa Oil Week.

21-10-2019
8ème édition NAPEC: 25 au 28 mars au CC d’Oran

Prévue du 25 au 28 mars au Centre des Conventions d’Oran, la 8^ème édition NAPEC 2018, (North Africa Petroleum Exhibition &Conférence), promet d’être une réussite, comme les éditions précédentes. Au moins 600 opérateurs, représentant des sociétés de technologie et de service activant dans la sphère de l’industrie pétrolière et gazière, issus de 40 pays pour la plupart Africains, y prendront part.

Pour cette édition, placée sous le thème « succès, défis et vision » une nouveauté est annoncée, il s’agit d’un atelier dédié aux jeunes cadres Algériens du secteur de l’industrie pétrolière et gazière, notamment les nouveaux diplômés. A travers cet atelier, les jeunes cadres auront la possibilité d’avoir des échanges avec les experts sur plusieurs thématiques touchant au secteur comme par exemple, l’avenir énergétique dans le monde.

En plus du Salon professionnel où seront exposées les solutions technologiques touchant aux activités de l’exploration, la production et la commercialisation des hydrocarbures, il est prévu la tenue d’une série de communications, animées par des experts en la matière.

Les entreprises nationales seront présentes en force à cet événement, ce qui leur permettra, en contact avec des firmes de renommée internationale, de perfectionner leur savoir. Seront également présentes des compagnies pétrolières des pays comme la Tunisie, la Libye, le Mali, la Mauritanie et le Niger, dans un espace spécialement dédié à l’Afrique du nord.

Deux panels de discussions sont programmés et s’articulent autour de l’évolution et les défis du secteur des hydrocarbures en Algérie, ainsi que la promotion du secteur minier dans les pays de l’Afrique du nord et les enjeux actuels qui s’y attachent. D’autres thématiques seront abordées comme l’exploration et la production, le GAZ et le GNL, le raffinage et la pétrochimie, sans oublier les technologies du pipeline et du forage.

Pour rappel, la 7^ème édition du NAPEC a vu la participation de 550 opérateurs internationaux et a drainé un nombre de visiteurs qui a dépassé les 25 000 personnes.

Rania Derouiche

12-03-2018