Djibouti mise sur la demande chinoise en énergie

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Avec le démarrage prochain du chantier visant la construction d’un pipeline de gaz naturel liquéfié (GNL) chiffré à 4 milliards de dollars, Djibouti affirme sa volonté de renforcer sa place centrale dans le transport énergétique en Afrique de l’Est.

Ce projet, officiellement inauguré en mars, comprendra un gazoduc de 700 kilomètres reliant l’Ethiopie et Djibouti, une usine de GNL et un terminal d’exportation à Damerjog, port situé sur la côte est du pays. Selon le promoteur du projet, la joint-venture POLY-GCL qui rassemble China Poly Group et le Golden Concord Holdings (de Hong Kong), les travaux devraient être achevés d’ici à trois ans.

Ce gazoduc aura la capacité de transporter jusqu’à 12 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an.

Exploiter le potentiel gazier éthiopien

Le gaz proviendra des gisements d’Hilala et de Calub du bassin d’Ogaden, dans le sud-est de l’Ethiopie. Selon les responsables du ministère éthiopien des Mines, ils totalisent à eux deux 4,7 mille milliards de pieds cubes standards de gaz et 13,6 millions de barils de liquides dérivés. Découverts dans les années 1970, ces gisements n’avaient jamais été exploités.

Fin 2013, POLY-GCL faisait l’acquisition de contrats de partage de la production pour développer les gisements. L’entreprise prévoit désormais un lancement de la production commerciale d’ici à 2019. Selon POLY-GCL, la première phase devrait voir la production de 3 millions de tonnes de GNL par an, auxquelles s’ajouteraient 300 000 tonnes de condensat, avant de progresser vers un potentiel d’environ 10 millions de tonnes de GNL par an.

Le GNL ainsi produit, qui sera regazéifié aux terminaux construits à cet effet sur les deltas du Yangzi et de la rivière des Perles, alimentera diverses centrales à gaz en Chine, sera distribué auprès des grossistes ou acheminé aux stations-service proposant du GNL à l’intérieur des terres.

Anticiper la demande chinoise

Ce projet reflète l’ambition de l’Ethiopie et de Djibouti de répondre à la demande chinoise en GNL à long terme. Aujourd’hui, l’offre sur les marchés mondiaux est excédentaire et les cours se sont donc érodés. Pour la livraison d’octobre, les prix au comptant en Asie s’échangeaient à près de 5,30 dollars par million de BTU début septembre, soit une baisse de plus de 70 % par rapport aux chiffres records de 2014. Mais aux alentours de 2020, et au-delà, la consommation chinoise devrait connaître un regain.

Le gaz naturel constitue la source énergétique à plus forte croissance du pays, la demande ayant quadruplé entre 2006 et 2016 pour atteindre 6-7 % du mix énergétique. Le gouvernement entend accroître cette part en la hissant à 10 % d’ici à 2020, notamment en remplaçant le charbon par du gaz naturel ou de l’électricité hors secteur énergétique, conformément au 13ème plan quinquennal de la Chine.

Afin d’encourager ce mouvement, le gouvernement chinois a abaissé les prix du gaz naturel en gros de 28 % en moyenne pour les utilisateurs non-résidentiels à la fin de l’année dernière, signe que la consommation intérieure, et par extension les importations, devraient continuer de croître.

De plus, si le pays est doté d’un potentiel significatif en gaz de schiste, avec près de 1 115 mille milliards de pieds cubes standards de ressources techniquement récupérables selon l’Agence américaine d’information sur l’énergie, les cours bas du gaz et les faiblesses infrastructurelles semblent pointer vers le maintien de la place dominante des importations sur le moyen voire long terme.

Les importations représentent déjà 35 %  de la consommation en gaz du pays, mais pourraient grimper jusqu’à 55 % d’ici à 2025 selon la presse.

La coopération en matière d’énergie se consolide

Ce pipeline de GNL signe la deuxième collaboration énergétique entre Djibouti et l’Ethiopie au cours des dernières années. Fin septembre 2015, les deux pays avaient signé un accord de 1,55 milliard de dollars pour un conduit de transport de produits pétroliers raffinés, connu sous le nom de « Horn of Africa Pipeline », reliant le terminal de stockage d’Awash dans le centre de l’Ethiopie au port djiboutien de Damerjog.

Ce gazoduc, fruit d’une joint-venture entre deux entreprises basées en Afrique du Sud (Black Rhino Group et Mining, Oil & Gas Services), devrait être achevé en 2018. Il transportera essence, diesel et kérosène vers l’Ethiopie, un pays enclavé.

A l’heure actuelle, l’Ethiopie importe environ 3 millions de tonnes de produits pétroliers raffinés par an, dont la majorité transite par le port de Djibouti avant d’être transporté par la route, pour un coût d’environ 2,8 milliards de dollars, selon la presse.

Ce pipeline, qui aura une capacité d’acheminement d’environ 240 000 barils par jour, devrait offrir à l’Ethiopie une solution moins onéreuse et chronophage par rapport à l’actuelle chaîne d’approvisionnement, tout en permettant à Djibouti de maintenir sa position de centre énergétique de l’Afrique de l’Est.

 

Djibouti banks on Chinese energy demand

En Français

Construction work is set to begin on a $4bn liquefied natural gas (LNG) pipeline project, underscoring Djibouti’s efforts to strengthen its status as an energy trans-shipment hub for East Africa.

Officially inaugurated in March, the project – which includes a 700-km pipeline from Ethiopia to Djibouti, an LNG plant and an export terminal at Damerjog, on the country’s eastern coastline – is set to take three years to complete, according to developer POLY-GCL, a joint venture between China Poly Group and the Hong Kong-based Golden Concord Holdings.

The pipeline will have the capacity to transport up to 12bn cu metres of natural gas per year.

Tapping Ethiopia’s gas deposits

The gas stems from Ethiopia’s Hilala and Calub fields, located in the Ogaden basin in the south-east of the country. Together, the fields have deposits of 4.7trn standard cu feet of gas and 13.6m barrels of associated liquids, according to officials from the Ministry of Mines of Ethiopia, and despite having been discovered in the 1970s, they have yet to be exploited.

POLY-GCL acquired production-sharing contracts to develop the fields in late 2013, and now expects to reach commercial production by 2019. Phase one should see 3m tonnes of LNG output per year, according to the company, along with 300,000 tonnes of condensate oil, scalable up to about 10m tonnes of LNG per annum.

The shipments of LNG, which will be regasified at terminals to be built in the Yangtze River Delta and Pearl River Delta, will be used for gas-fired power stations in China, distributed wholesale or sent to LNG filling stations in the interior of the country.

Anticipating Chinese demand

The project reflects the push by Ethiopia and Djibouti to cater to long-term demand for LNG in China. Despite the current global supply gut and associated decline in prices – Asian spot prices for October delivery were trading at around $5.30 per million British thermal units in early September, down more than 70% from their 2014 highs – Chinese consumption is expected to increase towards 2020 and beyond.

Natural gas is the country’s fastest-growing major fuel, with demand having quadrupled in the decade to 2016 to reach 6-7% of the total. The government aims to increase its share of the energy mix to 10% by 2020, in part by replacing the use of coal in non-power sectors with either natural gas or electricity, according to China’s 13th Five-Year Plan.

In an effort to encourage conversion, China’s government decreased wholesale natural gas prices for non-residential users by an average of 28% late last year, which suggests that domestic consumption – and therefore imports – are likely to continue to rise.

And while the country has sizeable shale gas potential, with some 1115trn standard cu feet of technically recoverable resources, according to the US Energy Information Administration, low gas prices and infrastructure shortfalls suggest imports will continue to dominate for the medium to long term.

Imports already account for about 35% of the country’s gas consumption, but this could rise as high as 55% by 2025, according to press reports.

Existing energy cooperation

The LNG pipeline is the second major joint energy project between Djibouti and Ethiopia in recent years. In late September 2015 the two sides inked a $1.55bn agreement for a refined petroleum products pipeline, known as the Horn of Africa Pipeline, connecting the Awash storage terminal in central Ethiopia to Djibouti’s Damerjog port.

The pipeline, which is being built as a joint venture between two South Africa-based companies, Black Rhino Group and Mining, Oil & Gas Services, is scheduled for completion in 2018 and will transport petrol, diesel and jet fuel to landlocked Ethiopia.

Ethiopia currently imports around 3m tonnes of refined petroleum products per year – much of which arrives through the Port of Djibouti before being transported by road – at a cost of around $2.8bn, according to press reports.

The pipeline, which will have capacity to transport some 240,000 barrels per day, should provide Ethiopia with a less costly and time-consuming alternative to the current supply chain, while still allowing Djibouti to maintain its position as energy hub for East Africa.

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