En raison de son importance économique et sociale, la filière gaz a été classée parmi les secteurs cibles de la politique de diversification de l’économie dès le Plan National de Développement (PND) 2012-2016. Plus récemment, considéré comme une ressource énergétique propre, le gaz naturel, dont les réserves sont estimées à 10 milliards de mètres cubes, est à la base de la transition énergétique du Congo. Pour l’heure, le gaz butane est utilisé comme combustible de cuisson pour le marché domestique en milieu urbain tandis que le gaz naturel sert de combustible pour produire de l’électricité. L’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) a démarré.
Au Congo, la plupart des champs pétroliers associent le gaz et le pétrole brut. De rares champs font néanmoins exception : Litchendjili ne contient que du gaz et Yombo que du pétrole. Plusieurs gaz, de composition chimique différente, sont produits. Le gaz dit naturel, le plus présent dans le pays, est extrait des gisements de pétrole par forage du sous-sol. Il est composé en grande partie de méthane et d’un peu d’éthane. Les Gaz de pétrole Liquéfié (GPL), le butane et le propane, sont généralement le produit de plusieurs opérations de distillation du pétrole brut.
Le gaz, base de la transition énergétique
Bien que ce soit une énergie fossile, comparable au pétrole ou au charbon, le gaz est considéré comme une ressource propre. La faible quantité de CO2 qu’il rejette le rend beaucoup moins polluant que les autres énergies fossiles. En effet, il émet jusqu’à 30 % de CO2 en moins que le pétrole brut.
Bien que ce soit une énergie fossile, comparable au pétrole ou au charbon, le gaz est considéré comme une ressource propre. Il émet jusqu’à 30 % de CO2 en moins que le pétrole brut.
S’appuyant sur la ligne de l’Organisation des Producteurs de Pétrole Africains (APPO), dont les pays membres ont convenu de continuer à promouvoir les hydrocarbures mais en les « décarbonant », le Congo entend donner une plus grande priorité au gaz naturel mais aussi à l’hydrogène vert dans son mix énergétique. Cette politique de transition énergétique inclut également l’usage de technologies de production plus propres.
En matière de valorisation du gaz, deux principaux segments ont été identifiés : le marché national pour la production d’électricité domestique (ménages) et industrielle (industries des zones économiques spéciales, industries minières, cimenteries, etc.) et l’export pour la production de Gaz Naturel Liquéfié (GNL).
Cette politique a été facilitée par l’évolution du cadre réglementaire qui autorise des entités privées à investir dans les différents segments du secteur de l’électricité (production, transport et distribution).
Toutefois, une valorisation accrue du gaz naturel et une extension des usages plus variés et disponibles sur une portion plus étendue du territoire national impliquent de mettre en place des installations spécifiques et sécurisées (liquéfaction, déliquéfaction, transport, stockage, distribution, etc.), ainsi que de construire, voire de renforcer les réseaux de transport d’électricité. Le tout dans des conditions optimales de sécurité. Ce qui représente des investissements importants.
En matière de valorisation du gaz, deux principaux segments ont été identifiés : le marché national pour la production d’électricité et l’export pour la production de Gaz Naturel Liquéfié (GNL).
Plan directeur du gaz et code gazier
En 2021, un Plan directeur du gaz ou Gas Master Plan (GMP) a été conçu par la SNPC et le cabinet américain McKinsey, en collaboration avec le ministère des Hydrocarbures, pour promouvoir l’utilisation du gaz et attirer les investissements étrangers directs. Il reste à régler quelques points pour le valider. En effet, à de rares exceptions près et pour des périodes très limitées, le torchage du gaz est interdit. En principe, les compagnies pétrolières sont tenues d’adapter leurs technologies aux nouvelles exigences énergétiques. Toutefois, le recours à un agrégateur dont le rôle serait de collecter les gaz des champs en production pour les revendre, n’est pas écarté.
Un code gazier, une des recommandations du Fonds monétaire international (FMI), a également été mis en chantier. Il devait être soumis au Parlement pour approbation fin 2023. Toutefois, des opérateurs pétroliers ayant émis des réserves sur certains articles, le texte doit être renégocié, pour tenir compte à la fois des ressources du pays, tout en permettant aux nouveaux projets du secteur d’obtenir un retour sur investissement, selon le rapport du FMI de janvier 2024. Sa publication devrait intervenir d’ici la fin de l’année 2024.
Autre chantier, celui de l’intégration du secteur gazier dans les comptes nationaux du Congo. À cet effet, l’Institut national de la statistique (INS) pourrait bénéficier d’une assistance technique pour améliorer sa capacité statistique à surveiller les données du secteur.
Le butane, première valorisation du gaz
La valorisation du gaz butane a démarré dans les années 1970/1980. Utilisé pour la cuisson des ménages urbains (Brazzaville, Pointe-Noire, Dolisie et Boundji), le gaz butane provient du gisement de Nkossa, qui contient environ 81 % de butane, le reste étant du propane. Mis en service en 1996, ce gisement était opéré par TotalEnergies E&P Congo qui a cédé récemment ses participations à la société Trident Energy. La finalisation de la transaction et son approbation par les autorités du pays devraient intervenir d’ici la fin 2024.
La transformation du pétrole brut en gaz butane (GPL) est réalisée par la Congolaise de raffinage (Coraf), une filiale de la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC), créée en 1998. Trois sociétés se chargent de sa commercialisation : la Société congolaise de Gaz de pétroles liquéfiés (GPL SA), créée en 2001, une filiale du groupe Africa Oil & Gaz Corporation (AOGC), qui œuvre en amont et en aval du secteur pétrolier, la SNPC Distribution, autre filiale de la SNPC, et la société Faaki Congo SA.
Production de gaz naturel 2018-2023 – En KS m3 = K Standard m3
| Année | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
| Litchendjili Gaz (kSm3) | 342 100 | 507 652 | 511 603 | 657 737 | 695 540 | 577 655 |
| Néné Gaz (KSm3) | 251 670 | 114 759 | 297 218 | 320 386 | 235 604 | 314 612 |
| Total (KSm3) | 593 771 | 622 411 | 808 821 | 978 123 | 931 144 | 892 267 |
| Débit journalier (KSm3/j) | 1 627 | 1 705 | 2 216 | 2 680 | 2 551 | 2 445 |
Source : Ministère des Hydrocarbures
Du gaz naturel pour produire de l’électricité
Le gaz naturel a parfois été utilisé comme combustible pour faire fonctionner les plateformes pétrolières. Toutefois, la réflexion sur sa valorisation à des fins énergétiques remonte à la fin des années 1990. Elle donnera naissance, en 2001, à la Société congolaise de production de l’électricité (SCPE), qui sera chargée de gérer la Centrale électrique de Djéno (CED).
Construite par l’État, en partenariat avec Eni et Chevron, la CED a été inaugurée le 11 décembre 2002. D’une capacité de 25 mégawatts (Mw), elle était alimentée par le champ Kitina, opéré par Eni Congo. Suite à des difficultés d’exploitation, la centrale a cessé de produire en novembre 2013. La SCPE a été dissoute en avril 2014.
En novembre 2015, un contrat de délégation de gestion des équipements a été signé avec la Centrale électrique du Congo (CEC), puis, en août 2018, avec Kouilou Power SA, qui a cessé les activités en 2020, la centrale étant tombée en panne.
En 2021, la gestion de la CED a été confiée, pour une durée de trente ans, à Aksa Energy Company Congo, filiale à 100 % de l’opérateur turc de turbines Aksa Enerji. L’entreprise concessionnaire s’est engagée à réhabiliter deux turbines d’une capacité de 25 MW chacune, à porter la capacité de la centrale à 100 Mw et à exporter l’électricité produite vers la RDC. La réalisation de ces projets est en cours.
La CEC
Le projet de construire la Centrale électrique du Congo (CEC) est né en 2006. Le Congo avait alors signé deux protocoles d’accord, le premier avec la société italienne Eni, pour une centrale d’une puissance de 300 à 450 mégawatts (Mw), et le second avec la société américaine Century Aluminium Company, pour une puissance de 500 à 700 Mw. C’est le projet d’Eni qui a été retenu.
Les travaux de construction de l’ouvrage ont été lancés en mai 2008 et l’inauguration de la centrale, d’une puissance de 300 Mw, a eu lieu en 2011. La gestion et l’exploitation de la centrale, construite sur le site de Côte Matève, au bord de l’Atlantique, à 18 km au sud de Pointe-Noire, sont assurées par la société CEC SA dont le capital est détenu par l’État congolais (80%) et Eni (20%). Elle a été alimentée par le champ M’boundi, puis par Marine XII (Litchendjili et Néné Banga).
Aujourd’hui, la CEC, dont la capacité a été portée à 484 Mw, fournit 70% de la production d’électricité du Congo en période normale et 75 %, voire plus, en période d’étiage
Aujourd’hui, la CEC, dont la capacité a été portée à 484 Mw, suite au démarrage d’une troisième turbine à gaz, fournit 70% de la production d’électricité du Congo en période normale et 75 %, voire plus, en période d’étiage, qui limite la production des centrales hydro-électriques. Elle est ainsi devenue un axe important de la transition énergétique du pays.
Lire aussi : Congo. Hydrocarbures : relancer l’exploration. https://www.makanisi.org/congo-hydrocarbures-relancer-lexploration/
Le GNL
L’excédent du gaz non utilisé pour la production d’électricité est valorisé sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL), principalement destiné à l’exportation. Première compagnie pétrolière à initier un projet GNL au Congo, ENI Congo a mis en place, en offshore, un centre GNL composé de deux unités flottantes de liquéfaction de gaz, qui exploitent les ressources gazières du permis Marine XII. La première unité de liquéfaction, nommée Tango FLNG, d’une capacité d’environ 600 000 tonnes métriques par an, a été mise en exploitation à la fin de l’année 2023. La seconde (capacité de 2 400 000 tonnes métriques par an), en construction par le groupe chinois Wison (Nantong) Heavy Industry Co, devrait débuter sa production fin 2025.
Première compagnie pétrolière à initier un projet GNL au Congo, ENI Congo a mis en place, en offshore, un centre GNL composé de deux unités flottantes de liquéfaction de gaz
L’ensemble de ces projets devrait permettre d’exporter jusqu’à 4,5 milliards de mètres cubes de GNL par an à partir de fin 2024 et de 2025. Outre Marine XII, le gaz devrait provenir des blocs Marine VI bis, Marine XXIV et Marine XXXI, en phase de recherche.
Les premières exportations de GNL
Fin février 2024, la première cargaison de GNL de Tango FNLG a été exportée vers l’Italie, à la compagnie ENI Spa avec laquelle Eni Congo, la SNPC et Lukoil Upstream Congo ont signé un contrat en septembre 2023 pour la fourniture de GNL pendant 20 ans.
Le GNL a d’abord été transféré sur l’unité de stockage (FSU) Excalibur,exploité par le groupe d’ingénierie belge Exmar, associé au terminal, avant d’être chargé à bord du méthanier Gaslog Savannah. Avec cette exportation, le pays a rejoint le groupe des pays exportateurs de GNL.
D’autres compagnies devraient emboîter le pas à ENI Congo. Ainsi TotalEnergies EP Congo projette de mettre au point une unité de production de GNL sur un de ses champs à Pointe-Noire, qui servira de support à d’autres champs pétroliers.
Autres projets de valorisation du gaz
La compagnie à capitaux chinois, Wing Wah, souhaite développer un projet de valorisation du gaz associé et produire un GPL mixte, son champ Banga Kayo contenant plus de propane que de butane. Des discussions avec les autorités congolaises sont en cours pour la production de ce produit dont la commercialisation ne sera possible que si des équipements appropriés à ce gaz sont disponibles au Congo. Le franco-britannique Perenco envisage, pour sa part, de produire de l’électricité à partir du gaz naturel.
Sur le marché intérieur, le gaz pourrait être utilisé pour faire fonctionner les groupes électrogènes. Il est moins polluant et moins dangereux que les carburants fossiles comme le gasoil et les supercarburants. Il pourrait aussi servir de matière première pour la production de fertilisants et d’engrais.
Formation et recherche
La formation des futurs cadres techniques de l’industrie gazière du Congo, la remise à niveau des cadres actuels ainsi que la recherche sur les énergies de la transition énergétique seront assurées par l’Université de Loango (Kouilou), créée en 2022.
La formation des futurs cadres techniques de l’industrie gazière ainsi que la recherche sur les énergies de la transition énergétique seront assurées par l’Université de Loango
Les énergies renouvelables ne sont pas mises de côté pour autant. La recherche devrait se développer dans le cadre du Centre d’excellence d’Oyo pour les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique (Ceo).
Outre les projets de recherche en offshore ou en onshore du bassin côtier des compagnies pétrolières, la SNPC, en partenariat avec la société Xcalibur Smart Mapping, a lancé, en 2021, une grande campagne de reconnaissance géophysique sur l’ensemble du bassin intérieur de la cuvette congolaise pour mieux identifier son potentiel gazier et pétrolier.
