A la faveur de la stratégie « Gas to power » sur fond de contenu local, des promoteurs sénégalais ont saisi l’opportunité pour lancer des projets d’envergure tendant à transformer l’essai.
Ainsi, la société West African Energy (WAE) est en train de finaliser la construction d’une centrale à gaz d’une puissance nominale de 300 MW, sise au Cap des biches, à Rufisque.
Lancée en novembre 2020, la plus grande centrale électrique à gaz est en fait une CCG (Centrale thermique à cycle combiné Gaz) qui fonctionne sur le même principe que les centrales à gaz à cycle simple, sauf que, techniquement, la CCG récupère la chaleur des gaz brûlés pour créer de la vapeur. Cette dernière alimente à son tour un second ensemble turbine/alternateur, générant ainsi une production électrique additionnelle.
En gros, avec le même volume de combustible, les deux turbines d’une centrale CCG permettent de produire plus d’électricité, avec un rendement énergétique à 65%, donc nettement supérieur à celui d’une centrale thermique classique qui s’élève à 38%.
Pour la construction de cette centrale, c’est le groupe turc Calik Enerji qui a été choisi tandis que la compagnie GE (General electric), leader mondial en matières de technologies, de services et de solutions de production d’énergie au gaz naturel, en est le fournisseur.
A la tête de WAE, l’ancien ministre sénégalais de l’Energie, M. Samuel Sarr.
Avec un capital social de 4 milliards de FCfa, WAE est détenue par des privés nationaux comme Locafrique Holding SA , Afrinvest SA, le groupe CITAF, CCMN (Comptoir commercial Mandiaye Ndiaye, Sahel Investments Sénégal SAU, Senelec (15%).
Le financement de la centrale a nécessité les concours de l’Africa Finance Corporation (AFC) (85 milliards de FCfa) ; de la Banque Africaine d’Import-Export (Afreximbank) (50 milliards de FCfa) et Coris Bank (14 milliards de FCfa) . Quant aux actionnaires, ils ont mobilisé quelque 27 milliards de FCfa pour boucler le financement global de 230 milliards de FCfa.
Une fois opérationnelle, la centrale devrait générer 25% de l’électricité consommée au Sénégal, pour alimenter jusqu’à 500 000 foyers sénégalais.
La question qui reste en suspens est relative au tarif de cession. WAE a annoncé un tarif «40 fois moins cher » soit 56,9 FCfa/kWH avec le nafta (dérivé du pétrole) puis 46 FCfa lorsque la centrale passera au gaz.
Cependant, sous le sceau de l’anonymat, un spécialiste sénégalais estime qu’au regard des conditions actuelles, «si le premier tarif est cohérent, le second est cher», dit-il, indiquant qu’un optimum tarifaire de 37 FCfa/kWH pourrait être atteint.
Ndar Energies
La région de St. Louis aura également sa centrale électrique à cycle combiné gaz pour une puissance nominale de 250 MW qui sera alimentée par GTA (Grand Tortue Aymeyim). C’est le projet «Ndar Energies» lancé par un autre promoteur sénégalais, l’homme d’affaires M. Baidy Agne, par ailleurs patron du Conseil national du patronat (CNP).
Outre la centrale, elle-même, le projet intègre la construction d’un gazoduc, pour un financement global de 430 millions $ ( 282 milliards de FCfa ).
Ces fonds sont mobilisés par Afreximbank, promoteur principal du projet et arrangeur principal mandaté pour piloter la fourniture de services préparatoires au projet et la syndication de la levée de fonds, et la compagnie d’électricité sénégalaise Ndar Energies.
L’Accord-cadre signé le 22 mars 2023 en marge du second sommet sur le financement des infrastructures en Afrique qui s’est tenu du 2 au 3 février 2023 à Dakar, est relatif à la conception, la construction, le développement et l’exploitation.
Le projet, qui possède de solides références en matière de financement climatique, s’inscrit dans la stratégie d’Afreximbank visant à soutenir le déploiement de solutions de transition énergétique justes en Afrique.
Du gaz à l’agriculture…
L’objectif du projet «Gas to Power » au Sénégal est de définir un cadre pour optimiser l’ensemble de la chaîne de valeur du gaz naturel. L’enjeu va cependant bien au-delà de la réforme du schéma de production d’électricité et les autorités sénégalaises ont bien l’intention d’en faire profiter toute l’économie sénégalaise.
En août 2022, en marge de la Ticad 8, un protocole d’accord (Mou) a été signé entre Petrosen et Mitsubishi Corporation et Nippon Koei, qui sont chargés de réaliser une étude de préfaisabilité du projet de construction d’une unité de production d’ammoniac et d’urée à partir du gaz naturel du Sénégal.
A travers ce projet, l’Etat projette de substituer 100 % des importations d’urée au Sénégal, essentiellement en provenance d’Ukraine et du Nigeria.
Pour ce faire, Petrosen envisage de créer une filiale qui va s’occuper de cette activité à travers ce projet de 1,4 million de dollars ( ). Aujourd’hui, l’étude de faisabilité qui a été faite par Mitsubishi est achevée et d’ici à 2027-2028, cette usine devrait être une réalité au Sénégal.
… à l’hydrogène
Et si demain les voitures et les avions ne fonctionnaient plus avec du pétrole mais avec de l’hydrogène ? Et que ces derniers n’émettaient non pas du CO2, mais de la vapeur d’eau ? C’est sur ce projet que travaillent de nombreux industriels, alors que la France et l’Allemagne ont lancé des plans d’investissements à plusieurs milliards pour développer cette technologie.
Il faut souligner qu’aujourd’hui, 95 % de l’hydrogène dans le monde est produit à partir d’hydrocarbures (pétrole, gaz naturel et charbon), qui est la solution la moins coûteuse. Cependant, ce processus est, émetteur de CO2, gaz à effet de serre, hormis pour ce qui concerne la pyrolyse (réaction chimique de décomposition d’un corps organique sous l’action de la chaleur et sans autres réactifs),
- Soit capter le CO2 émis lors de la production par transformation des énergies fossiles,
- puis le transporter pour le stocker géologiquement, pyrolyser du méthane (principal composant du gaz) et séparer le carbone sous forme solide,
- enfin, le produire via l’électrolyse de l’eau, l’électrolyse étant opérée à partir d’une électricité peu carbonée fournie par de l’énergie nucléaire, éolienne ou solaire.
L’enjeu reste toutefois pour cette dernière option, le coût de ce mode de production, plus onéreux à ce jour, que celui du reformage du gaz naturel , même en considérant le surcoût lié au captage du CO2.»
Les technologies de production de l’hydrogène à des fins écologiques sont assez multiples et « colorées » : vert, bleu, gris, etc. mais les deux principaux sont le vert et le bleu. La production de l’hydrogène vert requiert le système d’électrolyse qui est une technologie très innovante et très rentable à terme, mais coûteuse en investissements.
La production de l’hydrogène bleu repose sur la technique CCUS (Carbon Capture, Usage and Storage) qui consiste en la capture du carbone, de son stockage et de son utilisation. Le coût de l’énergie ainsi produite pourrait atteindre deux fois moins cher que le prix du kw/h produit aujourd’hui dans les centrales classiques.
