La signature au mois de février d’un accord portant sur la réalisation d’un gazoduc entre des partenaires éthiopiens et chinois constitue une avancée capitale dans les efforts déployés actuellement par Djibouti afin de se doter d’un terminal d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL), dont la construction s’est vue retardée, et de se positionner en tant que hub énergétique dans la région.
Dans le cadre de cet accord, Djibouti importera le gaz de son voisin éthiopien, qui ne dispose pas d’accès à la mer, par le biais d’un gazoduc de 700 km, afin que ce dernier puisse être transformé et exporté depuis un terminal GNL actuellement en cours de réalisation à Damerjog, non loin de la frontière avec la Somalie. Des investissements à hauteur de 4 milliards de dollars sont attendus pour ce projet, dont 3 milliards à Djibouti.
Une stratégie de développement visant à faire de la région un hub maritime est également déjà en cours, avec notamment la construction actuellement d’un terminal à bétail, pour un coût de 70 millions de dollars.
Poly-GCL Petroleum Group Holdings, une joint-venture composée du groupe public chinois China Poly Group Corporation et de Golden Concord Group, un fournisseur privé d’énergie dont le siège social est à Hong Kong, sera chargée de la construction du terminal de GNL ainsi que du gazoduc.
La joint-venture a signé en novembre dernier un mémorandum d’entente portant sur la construction du terminal, un projet qui aurait dû être lancé, selon le calendrier initial, il y a trois ans.
L’annulation au mois de janvier d’un autre grand projet d’infrastructures énergétiques, celui de l’Oléoduc de la Corne de l’Afrique (Horn of Africa pipeline) a ravivé l’intérêt porté à ce projet de GNL.
Selon les médias éthiopiens, le projet d’oléoduc aurait été annulé par le gouvernement éthiopien, qui entend transporter ses produits énergétiques raffinés par la nouvelle ligne de chemin de fer, longue de 750 km, dont la construction a nécessité un financement chinois d’un montant de 3,4 milliards de dollars.
Financé par la branche africaine de la banque d’investissement américaine Blackstone, le projet, annoncé en 2015 et estimé à 1,6 milliard de dollars, comportait un centre de stockage d’une capacité de 950 000 barils à Damerjog ainsi qu’un oléoduc de 550 km destiné au transport des produits pétroliers transformés jusqu’à Awash, dans le centre de l’Éthiopie.
Le transport ferroviaire n’est toutefois pas considéré comme faisant concurrence au projet de GNL dans la mesure où la liquéfaction aura lieu au terminal de Damerjog du côté djiboutien du gazoduc.
Poly-GCL s’attèle également à l’exploitation des gisements de gaz de Hilala et de Calub, situés dans le bassin d’Ogaden, au sud-est de l’Éthiopie, d’où proviendra initialement le gaz transporté par le nouveau gazoduc. Le groupe a signé un accord avec le Ministère des Mines éthiopien en 2013 et a terminé ses travaux et forages d’exploration en 2016.
Poly-GCL avait espéré pouvoir démarrer la production sur les blocs d’Ogaden en 2017 ; des retards dans la finalisation des infrastructures nécessaires ont toutefois entraîné un report de la date de lancement des opérations.
Des responsables éthiopiens ont déclaré en février qu’ils comptaient désormais sur un démarrage des exportations en 2020, avec un transport annuel qui devrait atteindre environ 12 milliards de mètres cubes.
Selon des estimations récentes fournies par l’exploitant, les blocs renfermeraient 5 000 milliards de pieds cubes de gaz et l’équivalent de 14 millions de barils de liquides associés, soit des réserves supérieures aux attentes initiales.
Ces réserves devraient contribuer à garantir la viabilité à long terme de l’usine de GNL et du terminal d’exportation, les découvertes ultérieures venant ensuite accroître le potentiel commercial du projet.
La participation de la Chine au projet gazier djiboutien et aux campagnes d’exploration actuellement en cours dans les champs gaziers éthiopiens s’explique par l’augmentation de la demande en gaz enregistrée par le pays.
L’an dernier, la Chine a dépassé la Corée du Sud, se hissant au rang de deuxième importateur de GNL derrière le Japon. Les importations de GNL ont plus que doublé, atteignant 38 millions de tonnes, selon Thomson Reuters.
Mais la hausse de la demande chinoise ne se contente pas de favoriser des projets tel que le terminal de Damerjog, elle est également à l’origine d’importants changements sur le marché mondial du GNL.
Si les importateurs traditionnels de GNL tels que le Japon et la Corée du Sud ont recours à des accords d’achat à long terme, selon lesquels une quantité mensuelle fixe de gaz est livrée à des prix indexés sur les cours du pétrole brut, la Chine s’est systématiquement tournée vers les marchés au comptant pour s’approvisionner durant les périodes de forte demande.
Cette stratégie a été citée comme étant une des raisons principales de la hausse, en Asie, des prix au comptant, qui ont doublé entre juin et décembre l’année dernière pour atteindre 11,20 dollars par million d’unité thermique britannique (BTU), soit leur plus haut niveau depuis 2014.
La croissance de la demande chinoise s’explique en premier lieu par le programme de réduction de la pollution mis en place par les pouvoirs publics, en vertu duquel près de 4 millions de foyers sont passés d’un système de chauffage au charbon à un chauffage au gaz l’an dernier. En février, le Ministère chinois de l’Environnement a annoncé des projets visant à faire passer 4 millions de foyers supplémentaires ainsi que de nombreuses usines, du chauffage au charbon au chauffage au gaz ou à l’électricité au cours de l’année 2018.
A pipeline agreement signed between Ethiopia and Chinese partners in February marks a key step forward in Djibouti’s efforts to develop a delayed liquefied natural gas (LNG) export terminal, and carve a niche for itself as a regional energy hub.
Under the agreement, Djibouti will import gas feedstock from its landlocked neighbour via a 700-km pipeline, to be processed and exported from an LNG terminal under development in Damerjog, near the border with Somalia. The project is slated to receive a reported $4bn worth of investment, $3bn of which will be carried out in Djibouti.
The area is already being targeted for development as a maritime hub, with work currently under way on a $70m terminal for livestock.
Both the LNG terminal and gas pipeline will be built by Poly-GCL Petroleum Group Holdings, a joint venture between state-owned China Poly Group Corporation and Golden Concord Group, a private energy services provider based in Hong Kong.
The joint venture inked a memorandum of understanding to construct the terminal in November of last year, though the project was originally scheduled to launch three years ago.
Renewed interest in the development follows the cancellation in January of another landmark energy infrastructure project, the Horn of Africa pipeline.
According to media reports in Ethiopia, the development was cancelled by the Ethiopian government, which is seeking to transport refined energy products via the newly completed, 750-km railway link, developed at a cost of $3.4bn with Chinese funding.
Financed by the African arm of US-based equity group Blackstone, the $1.6bn project, announced in 2015, included a 950,000-barrel storage facility in Damerjog, and a 550-km pipeline to carry processed oil products to Awash in central Ethiopia.
However, rail is not seen as a competing mode of transport for the LNG project, as liquefaction will take place at the Damerjog terminal on the Djibouti side of the pipeline.
Poly-GCL is also developing the Hilala and Calub fields, located in the Ogaden Basin in south-east Ethiopia, which will be the initial source of gas for the new pipeline. The group entered into an agreement with Ethiopia’s Ministry of Mines in 2013, and finished drilling appraisal wells and conducting exploratory work in 2016.
Poly-GCL had hoped to begin production at its Ogaden blocks in 2017; however, delays in finalising the facilitating infrastructure led the launch date to be pushed back.
Ethiopian officials said in February they now expected exports to begin flowing in 2020, with the pipeline’s annual throughput to reach around 12bn cu metres.
Recent company estimates suggest the blocks contain as much as 5trn cu feet of gas and the equivalent of 14m barrels of associated liquids, higher than previously thought.
These reserves should help secure the long-term viability of the LNG facility and export terminal, with any further finds serving to bolster the commercial potential of the project.
China’s involvement in the Djibouti gas project and ongoing exploration in Ethiopia’s gas fields are motivated by rising domestic demand for gas.
Last year the country overtook South Korea to become the second-largest importer of LNG, behind Japan. LNG imports more than doubled to 38m tonnes, according to Thomson Reuters.
In addition to providing impetus for projects such as the Damerjog terminal, Chinese demand growth represents an important shift in the global LNG market.
Whereas established LNG importers like Japan and South Korea rely on long-term purchase agreements, which provide a fixed monthly quantity of gas at prices indexed to crude oil, China has consistently tapped spot markets to shore up supply during periods of peak demand.
This has been cited as a key factor behind rising Asian spot prices, which doubled between June and December of last year to reach their highest level since 2014, at $11.20 per million British thermal units.
The primary contributor to increased Chinese demand is a government-led pollution mitigation programme, which switched close to 4m homes from coal- to gas-powered heating last year. In February China’s Ministry of Environmental Protection announced plans to convert a further 4m households and industrial plants from coal to gas or electricity over the course of 2018.
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