La production annuelle de GNL attendue pour cette 1ʳᵉ phase est de 2,5 millions de tonnes, essentiellement destinée à l’exportation dans un contexte géopolitique très favorable.
Cependant, alerte Papa Daouda Diene, analyste économique au Natural Resource Governance Institute, ces rentrées prévisionnelles doivent être considérées avec précaution. Car les retards pris dans le lancement du projet pourraient avoir des conséquences économiques importantes, notamment pour le budget de l’État. « Il ne faut pas oublier que des affectations avaient été prévues dans le budget de 2023 par exemple au niveau des fonds de stabilisation, des fonds intergénérationnels, souligne l’analyste. Mais également, ils peuvent avoir des impacts sur les prévisions de croissance et les prévisions d’endettement, ça, c’est au niveau macroéconomique. »
« Se prémunir des risques associés à ces retards »
Des retards qui peuvent avoir également des impacts sur les perspectives économiques. Le FMI en fin de mission en septembre 2023 évaluait les perspectives de croissance du PIB à 8,8% pour 2024. Une croissance qui sera stimulée en cas de démarrage de la production de pétrole et de gaz, précise l’institution. « Pour se prémunir de ces risques associés à ces retards, le gouvernement doit faire preuve de prudence dans la planification de l’utilisation de ce gaz, des emprunts associés, de l’utilisation des revenus, etc. », précise encore Papa Daouda Diene.
Le coût estimé de la Phase 1 du projet gazier était estimé à 3,6 milliards de dollars. Mais les retards de mise en service vont entraîner de fait des surcoûts. « Quand on connait un retard, il y a forcément de nouveaux investissements et le coût va augmenter, pointe Babacar Gaye, économiste spécialisé dans les questions pétro-gazières et consultant au cabinet DG Link. Il y a des surcoûts, il y a des surfacturations. BP va récupérer l’argent dépensé avant de parler de bénéfices. Du coup quand est-ce qu’on va amortir ? »
Les montages financiers de ce genre de projets sont complexes et évoluent au fil du temps et des phases d’exploitation. Le ministre du Pétrole et des Énergies sénégalais, Antoine Félix Diome a rappelé certaines modalités à l’occasion d’une conférence de presse conjointe avec son homologue mauritanien à Nouakchott en janvier dernier. « Au début, nous ne mettons pas d’argent. C’est-à-dire que l’opérateur arrive, il y a une décision finale d’investissement qui est arrêtée après le plan de développement de l’unité qui annonce le coût, détaille le ministre. Après avoir engagé toutes les dépenses, c’est à partir de ce moment, quand [l’opérateur] récupère les dépenses qu’ils ont mises, qu’on se partage le « profit oil ». »
Renégocier les contrats ?
Le « cost oil » est donc le coût pétrolier, « qui d’ailleurs doit être arrêté à un certain montant. Il ne peut pas aller indéfiniment. D’où l’intérêt de bien surveiller le cost oil », précise-t-il encore. Face à ces retards importants, les autorités ont indiqué lancer un grand audit pour notamment évaluer ces surcoûts. Un exercice de transparence également vivement attendu par la société civile. « Je pense que ce sera le plus grand dossier pour le prochain gouvernement, estime le spécialiste Babacar Gaye. C’est pourquoi aujourd’hui, vous pouvez constater que dans l’arène politique, à ce moment de la campagne, certains candidats ont promis aux Sénégalais de renégocier les contrats, parce que ce à quoi nous sommes en train d’assister n’augure rien de bon pour l’avenir de l’exploitation du gaz au Sénégal. »
Les difficultés à voir mis en service durant la première phase inquiète. Les phases 2 et 3 de Grand Tortue – censées être plus tournées vers le marché local et plus rémunératrice pour les États – sont prévues. Mais les surcoûts, les reports, mais également la politique générale de BP — notamment ses engagements à réduire ses investissements dans les hydrocarbures — crée de l’incertitude autour de l’avenir du projet.
