Au Sénégal, les activités d’exploration-production des hydrocarbures, qui constituent l’amont pétrolier, sont menées sur toute l’étendue du bassin sédimentaire sénégalais. Ce dernier fait partie du vaste Bassin Ouest Africain appelé Bassin MSGBC (Mauritanie – Sénégal – Gambie – Bissau – Conakry).
HISTORIQUE
Les traces de bitume rencontrées dans les calcaires en 1917 et les indices de gaz et d’huiles retrouvés dans un forage d’eau en 1932 aux environs de Dakar sont les premières références connues d’hydrocarbures au Sénégal. Les véritables recherches débutent en 1952 sous l’égide du Bureau de Recherches Pétrolières (BRP). Ainsi, entre 1952 et 1977, 122 puits d’exploration furent forés en onshore par la Société Africaine des Pétroles (SAP) et la Compagnie des Pétroles Total Afrique de l’Ouest (COPETAO).
Après une certaine accalmie des activités de recherche, un regain est constaté entre 1966 et 1979 avec 29 puits d’exploration forés par les compagnies COPETAO, ESSO et TOTAL TEXAS GULF, principalement en offshore.
Le second choc pétrolier de 1979 entraînera une nouvelle baisse des activités et, pour relancer la recherche au Sénégal, l’Etat décide de créer la Société des Pétroles du Sénégal, « PETROSEN », en 1981. Depuis, 53 puits d’exploration, d’évaluation et de production ont été forés aussi bien en offshore qu’en onshore (Source PETROSEN, 2019). L’année 1987 marque la Découverte du gisement de gaz naturel de DiamNiadio Est et sa mise en exploitation. En 1993 : découverte et mise en production du puits de gaz de Diamniadio (DN-14). Ce gaz a alimenté la première turbine à gaz de la SENELEC au Cap des Biches. Les plus récents sont localisés dans la zone de Gadiaga/Sadiaratou où du gaz naturel est produit de 1997 à nos jours, ainsi qu’au niveau des blocs de Sangomar offshore profond, Saint Louis offshore profond et Cayar offshore profond où PETROSEN et ses partenaires ont découvert du pétrole et du gaz naturel entre 2014 et 2018.
En ce qui concerne les levées sismiques, près de 61 000 kilomètres carrés de sismique 2D ont été acquises entre 1971 et 2018, dont 89% en offshore.
Les premières données sismiques 3D ont été acquises en 1991. Actuellement, environ 27 160 km² de données sismique 3D ont été acquises principalement au niveau des blocs de Rufisque et Sangomar offshore, Sénégal offshore sud profond, Saint Louis et Cayar offshore peu profond et profond et récemment au niveau du bloc de Rufisque offshore profond. Ces données ont permis d’identifier plusieurs pièges potentiels d’hydrocarbures dont certains ont été testés par forage.
CADRE INSTITUTIONNEL, LÉGAL ET RÉGLEMENTAIRE
Le Ministère du Pétrole et des Energies met en œuvre la politique d’approvisionnement du pays en hydrocarbures ainsi que celle relative à la recherche et à l’exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux. A ce titre, il a la tutelle sur toutes les activités amont et aval du sous-secteur des hydrocarbures.
La Direction des Hydrocarbures (DH) est l’organe du Ministère en charge de l’élaboration, de l’adoption, de la mise en œuvre et du suivi, des stratégies relatives au secteur des Hydrocarbures Bruts. Elle assure notamment la tenue à jour des données territoriales en termes d’exploration d’hydrocarbures et de mettre en valeur le potentiel pétrolier des bassins sédimentaires sénégalais inexplorés.
La Société des Pétroles du Sénégal (PETROSEN) est une société anonyme à participation publique majoritaire (détenue à 99% par l’État ; à 1% par la Société Nationale de Recouvrement ), créée en mai 1981. La société est placée sous la tutelle technique du Ministère de l’Énergie et du Développement des Énergies Renouvelables et a pour objet a pour objet d’être un instrument d’application de la politique pétrolière du Sénégal.
La société a fait l’objet d’une restructuration au mois de janvier 2020. Ainsi, PETROSEN SA a été érigée en une Holding dénommée la HOLDING SOCIETES DES PETROLES DU SENEGAL en abrégé PETROSEN HOLDING SA avec deux filiales détenues à 100% par la Holding¯: PETROSEN Exploration & Production SA (PETROSEN E&P.SA) et PETROSEN Trading & Services SA (PETROSEN T&S.SA).
La Lettre de Politique de Développement de l’Energie (LPDSE) 2019-2023 datant d’Octobre 2019, a comme vison : « d’avoir une énergie durable, de qualité, respectueuse de l’environnement et fondement de l’émergence du pays, avec comme objectif global de renforcer l’accès de tous à une énergie en qualité et quantité suffisantes à moindre coût et durable ».
L’approvisionnement du marché national en produits pétroliers qui représente le ravitaillement du marché national en pétrole brut et en hydrocarbures raffinés, est régi par la loi n°98-31 du 14 avril 1998 et ses différents décrets d’application. Cet approvisionnement intègre toutes activités relevant du sous secteur aval des hydrocarbures : l’importation, le raffinage, le transport, le stockage et la distribution desdits produits.
Depuis les découvertes de pétrole et de gaz à partir de 2014, diverses réformes du droit encadrant le secteur pétrolier ont été conduites. Parmi ces réformes, celle de la Constitution en 2016 qui a consacré la propriété des ressources naturelles nationales au Peuple sénégalais[1], de même que leur exploitation raisonnée. Un nouveau Code pétrolier et une loi sur le contenu local ont également été adoptés.
Le projet de décret fixant les modalités d’application du nouveau Code pétrolier a été adopté en Conseil des Ministres le 16 Septembre 2020, et signé le 27 Octobre 2020 (Décret 2020-2061 fixant les modalités d’application du Code pétrolier 2019[2]).
Le secteur des hydrocarbures était également régi en 2021 principalement par[3] :
la Loi n°98‐05 du 8 janvier 1998 portant Code Pétrolier ;
le Décret d’application (n°98‐810 du 6 octobre 1998) ;
Loi N° 2012-31 du 31 décembre 2012 portant Code général des impôts ;
la Loi n°2012-32 du 31 décembre 2012 modifiant diverses dispositions législatives relatives aux régimes fiscaux.
la Loi n°2018-10 du 30 mars 2018 modifiant diverses dispositions législatives relatives aux régimes fiscaux.
[1] Constitution du Sénégal, article 25-1. « Les ressources naturelles appartiennent au peuple. Elles sont utilisées pour l’amélioration de ses conditions de vie. »
Également, la loi 2020-06 du 07 Février 2020 portant code gazier du Sénégal, fixe la réglementation relative à la valorisation des ressources gazières, dans le respect des normes de qualité du gaz naturel, de sécurité, de préservation et de protection de l’Environnement, dans une perspective de développement durable.
Cependant, à la faveur de l’adoption du nouveau code pétrolier loi 2019-03, l’article 12 a notamment introduit des dispositions relatives à l’appel d’offre et à la formalisation du groupe en charge des négociations des contrats pétroliers.
Le premier appel d’offres du genre a été publié sur le site de l’ITIE[1] et de PETROSEN[2]
Le Code Pétrolier de 1998 prévoit dans ses articles 17, 34 que les conventions rattachées aux permis de recherche et les contrats de services sont publiés dans le Journal Officiel. De même la Loi no 2012-22 du 27 décembre 2012 portant Code de Transparence dans la Gestion des Finances publiques prévoit dans son article 4.6 que «les contrats entre l’administrations publique et les entreprises, publiques ou privées, notamment les entreprises d’exploitation de ressources naturelles et les entreprises exploitant des concessions de service public, sont clairs et rendus publics. Ces principes valent tant pour la procédure d’attribution du contrat que pour son contenu ».
En vertu du Code Pétrolier, l’État peut « autoriser une ou plusieurs personnes physiques ou morales de son choix, de nationalité sénégalaise ou étrangère, à entreprendre des opérations pétrolières ». De même, « l’État, directement ou par l’intermédiaire d’une société d’État, se réserve le droit de participer à toute ou une partie des opérations pétrolières en s’associant avec les titulaires d’un titre minier d’hydrocarbures ».
Le projet de révision du code pétrolier a été adopté en Conseil des Ministres le 03 Janvier 2019, puis adopté par l’Assemblée nationale le 24 Janvier 2019. Ainsi la loi 2019-03 du 01 Février 2019 portant code pétrolier va régir l’octroi des futurs blocs ainsi que les contrats.
Conformément à l’article 12 du Code 2019, le Ministère du Pétrole et des Energie a lancé le Mardi 05 Novembre 2019 lors de la 25ème conférence internationale annuelle de l’Africa Oil Week, le « licensing round » (campagne promotionnelle) en prélude du lancement de l’appels d’offres pour douze (12) blocs. Les blocs se présentent ci-après:
LOI N° 98-05 DU 08 janvier 1998 PORTANT CODE PETROLIER
Le bassin sédimentaire sénégalais dispose d’un potentiel en hydrocarbures aujourd’hui prouvé. Les récents travaux et études entrepris, ont permis d’identifier plusieurs prospects en offshore profond et en onshore.
En février 2001, PETROSEN a signé un accord de partage de production avec Fortesa Corporation pour la mise en production du champ de gaz Gadiaga et de continuer l’exploration du bloc Thies . C’est dans ce cadre que Fortesa a mis en production le puits Gadiaga 2 foré en 1996 par PETROSEN. Par la suite, Fortesa a réalisé treize (13) puits d’exploration et de développement de gaz qui rejoignent les six puits préexistants sur le permis. Les réserves prouvées récupérables (P90) calculées à partir des données de puits, ajoutées aux quantités restantes au niveau du gisement de Gadiaga-2, ont été estimées à près de 357 millions de mètres cubes (Rapport Fekete Associate Inc., juin 2009).
Par ailleurs, à la fin de l’année 2014, Cairn Energy par sa filiale sénégalaise Capricorn Sénégal et ses partenaires de Joint-Venture ont foré deux puits au large des côtes sénégalaises. Du pétrole a été découvert dans les deux puits, ce qui a ouvert un nouveau bassin pétrolier sur la marge continentale de l’Atlantique . Au niveau des blocs de Rufisque et de Sangomar offshore profond (carte ci-dessous), les réserves probables mises en évidence en 2014, sont évaluées à plus d’un milliard de barils de pétrole en plus du gaz naturel.
Le gisement de Sangomar (ex SNE) a été découvert en 2014 avec le forage du puits SNE-1. L’association CAIRN Energy, CONOCCOPHILIPS, FAR Limited et PETROSEN a entrepris, entre fin 2015 et 2018, l’évaluation de ce gisement avec le forage de 8 puits. Les réserves récupérables sont estimées à près de 630 millions de barils de pétrole. Le gisement renferme aussi du gaz naturel associé et non associé dont les réserves sont de l’ordre de 4 TCF (113 milliards de Nm3).
Le gisement Sangomar sera développé en plusieurs phases. La première phase dont la Décision finale d’investissement a été prise le 09 janvier 2020, fera l’objet du forage de 23 puits de production, d’injection d’eau et de gaz. La production de pétrole débutera début 2023 via un FPSO avec une capacité maximale de production journalière de 100 000 barils.
Il est prévu, deux ans après le démarrage de la production de pétrole, la production de gaz naturel dédiée à la production d’électricité. Il sera, par ailleurs, extrait du GPL qui sera vendu sur le marché local.
En Janvier 2016, Kosmos Energy a annoncé « une découverte importante de gaz » au large des côtes sénégalaises. Dans son communiqué, la junior américaine indique avoir « découvert 101 mètres de gaz dans deux réservoirs d’excellente qualité » sur le puits Guembeul-1. Ce forage est situé à 2,7 kilomètres de profondeur, dans la partie sud du permis Ahmeyim (ex-Tortue West) à cheval entre le Sénégal et la Mauritanie. Kosmos détient une participation de 60 % dans les blocs Saint-Louis Offshore Profond et Cayar Offshore Profond, aux côtés de Timis Corporation Limited (30 %) et de Petrosen (10 %).
En décembre 2016, Kosmos a annoncé dans un communiqué de presse qu’un protocole d’accord avec la société BP a été conclu. Selon les modalités de l’accord BP aura une participation effective de 32,49% des contrats des blocs de Saint-Louis Offshore Profond et Cayar Offshore Profond au large des côtes du Sénégal. Selon les modalités de l’accord, Kosmos recevra une contrepartie fixe de 916 millions USD. En avril 2017, BP a accepté de renforcer son investissement au Sénégal en acquérant la totalité des 30 % de parts minoritaires dans deux blocs offshore du Sénégal : Saint-Louis Profond et Cayar Profond. à€ la conclusion de ces accords, soumis à l’approbation du gouvernement, BP détient une participation d’environ 60 % dans les blocs sénégalais. Ses partenaires Kosmos et Société des pétroles du Sénégal (PETROSEN) détiennent respectivement 30 % et 10 %.
Les cessions des 30% de Kosmos et des 30% de Timis Corporation à BP ont été approuvées respectivement par l’arrêté no3020 du 22 Février 2017 et l’arrêté no14912 du 12 Août 2017 du Ministre en charge des hydrocarbures.
[1] Source : KOSMOS Energy, communiqué de presse du 19 décembre 2016
Projet Grand Tortue/Ahmeyin (GTA)
Partenaires : PETROSEN, KEISL, BPSIL, SMHPM, BPMIL, et KEM
Le gisement de gaz naturel de Grand Tortue/Ahmeyin (GTA) a été découvert en 2015 avec le forage du puits Tortue-1 (Ahmeyin-1) en Mauritanie et du puits Guembeul-1 au Sénégal.
Le gisement renferme environ 20 TCF de gaz naturel soit 530 milliards de Nm3.
Le gisement GTA sera développé en plusieurs phases. La première phase dont la Décision finale d’investissement a été prise en fin décembre 2018, fera l’objet du forage d’une douzaine de puits de production. La production de GNL et gaz naturel pour le marché domestique (environ 35 mmscf/jour) débutera en 2023. Une production de GNL de 2,5 million de tonnes par an est attendue pour cette première phase.
La production de GNL atteindra 10 millions de tonnes par an à l`horizon 2026 avec les phases 2 et 3.
En 2020, le Sénégal compte une trentaine de blocs en onshore et en offshore. Au total 9 compagnies pétrolières opèrent au Sénégal en exploration-production des hydrocarbures. Sur l’ensemble du bassin sénégalais, seul le champ Gadiaga n°2 situé sur le bloc on shore de Diender était en production en 2019. La production totale de gaz s’élève à 15 695 937 Nm3 en 2019 contre 11 060 632 Nm3 en 2018, 17 647 366 Nm3 en 2017 et 21 064 534 Nm3 en 2016. L’intégralité de cette production a permis de produire de l’électricité.
Bloc de Rufisque offshore profond (Total – PETRONAS – PETROSEN)
L’Association a procédé à l’acquisition de 9 988 km2 de données sismiques 3D entre février et juin 2018. L’interprétation a démarré aussitôt et a permis d’identifier quelques pièges potentiels d’hydrocarbures.
Le puits dénommé Jamm-1X a été foré entre le mois d’avril et de juillet 2019. Ce puits a rencontré des réservoirs d’hydrocarbures.
Zone offshore ultra profond nord et sud (Total – PETROSEN)
L’Association a démarré, le 27 novembre 2020, l’acquisition d’environ 5 000 Km² de données sismiques 3D au niveau du bloc UDO Total. La campagne d’acquisition a pris fin en fin janvier en 2021.
De 600 000 tonnes au démarrage des activités de la Société Africaine de RaffinageSAR, la capacité de traitement est passée à 1 200 000 tonnes par an actuellement. Depuis sa création à ce jour, la SAR assure l’approvisionnement du marché domestique sénégalais en gaz butane, essence super, essence ordinaire, kérosène, gasoil, diesel oil et fuel oil, mais aussi les pays limitrophes, à savoir le Mali, la Mauritanie, la Gambie, la Guinée et la Guinée Bissau.
Les produits raffinés et même importés par la SAR sont vendus sur la base du prix calculé toutes les quatre semaines par le Comité National des Hydrocarbures (C.N.H.) conformément aux stipulations du Decret n°2014-1562 du 03décembre 2014, fixant les modalités de détermination des prix des hydrocarbures raffinés.
AVAL PETROLIER DU SENEGAL
En attendant l’exploitation de ses ressources pétrolières et gazières découvertes en 2014-2015, le Sénégal dépend totalement des importations pour satisfaire ses besoins en produits pétroliers. Ainsi en 2017 la facture pétrolière du Sénégal est estimée à 856 milliards F CFA soit 60% des revenus d’exportation et 10% du PIB.
La consommation annuelle intérieure est de l’ordre de 2,5 mtpa (GPL, les essences, le jet, le gasoil, le diesel et les fuel 180 et 380 HTS et BTS) dont 30% sont destinés à la génération de l’électricité. En outre le Sénégal importe une quantité additionnelle de 1 mpta mais réexporté dans la sous-région, principalement au Mali
Présentation du sous-secteur
Les différentes activités qui composent ce sous-secteur sont le raffinage, les importations, le stockage, le transport et la distribution.
Les activités d’importation de produits pétroliers (liquides et gazeux) sont principalement exercées par des filiales de multinationales et la SAR.
Le Sénégal dispose d’une raffinerie, la SAR (mise en service en 1963) qui a une capacité de traitement de 1,2 mtpa. Cette raffinerie de conception très simple (avec une unité de Distillation et un Reformeur Catalytique) produit annuellement 1,1 millions de tonnes soit environ 45% des besoins du marché local avec du pétrole brut peu soufré importé du Nigéria (Erha, Bonny light, Qua-Iboe, Escravos).
Dans le segment de la distribution des produits pétroliers liquides on dénombre près de 734 points de vente (571 stations terrestres et 163 stations de pêche). La présence des sociétés locales est très remarquée avec près de 55% des points vente et un chiffre d’affaire qui avoisine 30%.
Au Sénégal la distribution des produits pétroliers a beaucoup progressé passant de trois (3) distributeurs dans les années 90 à 83 en 2021.Cela s’explique par le fait que le marché qui est passé de 1 million de tonnes de consommation avant 1998, à plus de 2,7 millions tonnes en 2021.
La distribution de gaz butane est assurée principalement par les nationaux avec près de 60% de part de marché. En effet, Le gaz butane (gaz domestique) est fourni aux distributeurs de gaz tels que TOTALGAZ, TOUBA GAZ, LOBOU MAME DIARRA, PUMA.
Quant à la logistique pour l’approvisionnement du pays en brut et produits finis, elle se compose :
D’un sealine pour relier le Port de Dakar à la SAR pour l’importation de pétrole brut et de fuel-oil
Du wharf pétrolier sis au môle 8 du Port Autonome de Dakar qui sert au déchargement et au chargement des navires pour les produits pétroliers liquides. Cette infrastructure a été entièrement reconstruite et modernisée pour répondre aux standards internationaux
D’un sealine de butane qui relie le poste d’amarrage des butaniers de Mbao à la SAR
De capacités de stockage de produits finis (environ 500.000m3 pour les produits liquides, 18.350 tonnes pour le gaz butane et 200.000 m3 pour le pétrole brut)
D’un réseau de pipelines qui relie la SAR, les dépôts de stockage, le wharf pétrolier et les centrales électriques de la région de Dakar.
Un parc conséquent de camions citernes complètent ce dispositif en assurant la livraison aux clients finaux et à l’exportation dans la sous-région.
Gouvernance
Le sous-secteur a été totalement libéralisé depuis 1998. Actuellement la participation de l’Etat dans l’actionnariat des sociétés se limite au secteur du raffinage où il détient 46% des actions de la SAR via PETROSEN jusqu’à la recapitalisation entérinée en 2022. PETROSEN détient à présent 98% des parts de la Société Africaine de Raffinage (SAR).
Pour assurer la gouvernance de ce secteur contrôlé par le privé, l’Etat a mis en place un cadre légal et réglementaire approprié qui fixe clairement les conditions d’exercice, le mécanisme de fixation des tarifs, des marges et des taxes, la spécification des produits pétroliers et les aspects liés à la sécurité.
Malgré l’absence d’une autorité de régulation, le comité national des hydrocarbures (CNH) sert de lien entre l’Etat et les acteurs dans une démarche participative et inclusive.
Perspectives
Pour répondre aux besoins croissants du pays en produits pétroliers de qualité et dans l’optique d’une exploitation à partir de 2022 de nos ressources pétrolières et gazières, plusieurs projets ont été lancés à savoir :
le dégoulottage de la SAR pour porter sa capacité de production à 1,5 millions de tonnes à l’horizon 2024 avec utilisation du pétrole de Sangomar
une étude pour augmenter la capacité de raffinage à 3,5 mtpa
le renforcement des capacités de stockage national en produits finis avec comme soubassement l’efficience dans les investissements, la mitigation des risques et la déconcentration
une étude pour l’implantation de sealines de produits blancs reliés au site de Mbao pour la réception de tankers de 120 kT contre 50 kT au wharf pétrolier
la construction de réseau de pipelines pour décongestionner le port de Dakar et les axes routiers
une étude d’un schéma directeur pétrole et gaz
le renforcement du HQSE (Rationalisation du nombre d’acteurs, contrôle de conformité des acteurs, des outils et des procédures)
la mise en place d’une convention collective du sous-secteur des hydrocarbures
l’amélioration de la qualité des produits pétroliers en relation avec les organisations régionales.
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Les premières données sismiques 3D ont été acquises en 1991. Actuellement, environ 27 160 km² de données sismique 3D ont été acquises principalement au niveau des blocs de Rufisque et Sangomar offshore, Sénégal offshore sud profond, Saint Louis et Cayar offshore peu profond et profond et récemment au niveau du bloc de Rufisque offshore profond. Ces données ont permis d’identifier plusieurs pièges potentiels d’hydrocarbures dont certains ont été testés par forage.
