Au Ghana, la production tant attendue de gaz dans les champs de Sankofa à environ 60 km au large, démarrera la semaine prochaine. C’est ce qu’a déclaré à la presse locale Ben Asante (photo), le PDG de Ghana Gas, la société publique de l’exploitation du gaz naturel.
Sankofa est le premier projet de gaz non associé du Ghana. Il devrait générer environ 170 millions de pieds cubes standard. Cela représentera 50% de plus que ce que génère les champs Jubilee et TEN pour la consommation locale.
Selon les données fournies par Eni qui opère le périmètre, le projet Sankofa qui est composé des sous-projets gaziers Sankofa Main, Sankofa East et Gye-Nyame, possède un potentiel de 1,45 Tcf de gaz.
Pour Asante, grâce au lancement des activités de Sankofa, le Ghana réduira ses importations d’énergie. Dans ce sens, on s’attend déjà à une réduction de 12 millions de barils par an du pétrole importé.
Le Ghana qui n’a jamais reçu les volumes de gaz promis par le Nigéria, via le West African Gas Pipeline (WAGP) multiplie les efforts, depuis plusieurs mois, pour s’émanciper de son voisin ouest-africain.
Selon Accra, 2,3 milliards de dollars de recettes sont attendus. De son côté, la Banque mondiale signale que près de 90% des retombées économiques devraient être captées directement ou indirectement par le Ghana grâce à des recettes supplémentaires ou à des économies de carburant.
« Cela apportera beaucoup plus d’emplois. Ainsi, les activités économiques dans la région de l’Ouest ont augmenté à la fois en onshore et en offshore (…) Avec plus de gaz, l’utilisation secondaire de gaz au-delà de la production d’électricité va être élevée », révèle un rapport de l’institution de Bretton Woods.
Au Ghana, environ 95% du gaz du Ghana est utilisé pour la production d’électricité et 5% pour les activités non énergétiques.
Il faut rappeler que le projet Sankofa est intégré dans le développement du bloc Offshore Cape Three Points (OCTP), dont les activités d’exploitation ont été lancées le 20 mai 2017, deux ans avant l’échéance prévue.Il est situé dans des profondeurs d’eau allant de 520 m à 1 014 m dans le bassin de Tano qui est développé par une joint-venture entre ENI (44,44%), Vitol (35,56%) et le GNPC (20%).
Avec agenceecofin
