Guide business Ghana 2016 : le défi énergie avec le gaz

L’État est confronté à un double défi : réduire la facture électrique tout en relançant la production. Notamment grâce au gaz et aux infrastructures qui doivent sortir de terre.

Pendant les années fastes liées aux découvertes d’hydrocarbures, le Ghana n’a pas su anticiper la hausse de la demande énergétique qui allait en découler. Ainsi, alors que sa croissance économique avait enregistré un sommet en 2011 (+ 15 %), les besoins en électricité ont bondi à cette époque de 10 à 12 % par an, mais, « faute d’investissements publics et privés, le pays a sombré dans le noir », relate à Accra un opérateur économique un peu amer.

C’est en 2012 que la crise énergétique s’est révélée et le secteur public a commencé à se gripper, attisant alors la méfiance des sociétés privées. Dès le début, le maillon faible a été Electricity Company of Ghana (ECG), le distributeur national, qui a aujourd’hui accumulé une dette estimée entre 1 et 1,5 milliard d’euros. C’est pourquoi la coopération américaine, dans le cadre du Millenium Challenge Corporation (MCC), avait conditionné à la privatisation d’ECG l’octroi d’une enveloppe de 500 millions de dollars, totalement dévolue à l’énergie. D’après la Millenium Development Authority, une quarantaine de sociétés seraient prêtes à prendre la concession d’ECG, dont deux françaises : Eranove et EDF. Parallèlement, le programme Ghana Power Compact a été lancé pour accroître les capacités de production et de transmission électrique du pays ; le programme doit attirer dix fois plus d’investissements et mobiliser ainsi environ 4,5 milliards de dollars. Les premières découvertes d’hydrocarbures datent de 2007 avec le champ offshore de Jubilee, opéré par la compagnie Tullow. La crise est intervenue au moment où le grand barrage d’Akosombo (plus de 1 000 MW) ne produisait plus assez, en raison du manque de pluie, et que les infrastructures gazières n’étaient pas encore sorties de terre. Les ménages comme les entreprises étaient donc soumis à des délestages et des coupures d’électricité.

Le Ghana a pu faire appel au Nigeria, qui alimente ainsi en gaz les centrales thermiques de son voisin anglophone. « La situation est moins tendue aujourd’hui, mais dans le passé, 70 % de notre électricité était d’origine hydraulique et 30 % provenaient des centrales thermiques. Aujourd’hui, c’est le contraire et donc le coût de production est beaucoup plus élevé », note Seth Twum-Akwaboah, directeur général de l’Association des industries ghanéennes (Agi).

Selon lui, « le volume d’électricité distribué s’est stabilisé », mais la production domestique de gaz demeure faible et aléatoire. Approvisionnée par Tullow avec du gaz du champ de Jubilee, la première usine de traitement d’Atuabo a commencé à fonctionner en 2014. Mais ce n’est que dans quelques années que le Ghana produira suffisamment de gaz pour sa consommation interne, ce qui « apportera alors une grosse bouffée d’air frais au pays pour rembourser sa dette et alimenter ses centrales électriques », souligne Gwénolé Jan, conseiller économique et commercial à Accra. Deux champs sont en cours de développement : Ten (730 millions de dollars de contrats engrangés par Technip) par Tullow et Sankofa par Eni.

De son côté, la compagnie China and Petroleum National Corporation (Sinopec) a annoncé, fin juin, la construction d’installations à Domunli, à 333 km à l’ouest de la capitale, pour l’exportation par mer de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et l’acheminement de produits de condensation de la centrale de traitement d’Atuabo jusqu’à Tema, à 38 km à l’est de la capitale. Avec un objectif ambitieux : assurer les trois quarts de la demande de gaz du Ghana.

François Pargny