Afrique du Sud : Main Street étudie le FLNG et le FPSO pour valoriser deux découvertes gazières

**Catégories :** Actualité, Gaz **Étiquettes :** Afrique du Sud, gaz offshore, Luiperd, Brulpadda, FLNG **Extrait :** L’opérateur du bloc 11B/12B étudie des solutions flottantes pour développer les découvertes de Brulpadda et Luiperd, dont l’exploitation commerciale reste complexe. Le choix entre une évacuation par gazoduc et une liquéfaction en mer dépendra des coûts, des débouchés et des autorisations. **Slug :** afrique-du-sud-main-street-luiperd-brulpadda-flng-fpso **Image alt :** Navire de production flottant au large de l’Afrique australe pour un projet gazier offshore.

Main Street 1549, nouvel opérateur du bloc offshore 11B/12B au large de l’Afrique du Sud, examine plusieurs scénarios pour commercialiser les découvertes gazières de Brulpadda et Luiperd. Les options étudiées comprennent le transport du gaz vers la côte par pipeline, ainsi que le recours à des installations flottantes de production et de liquéfaction. Le choix du concept devra répondre à une difficulté ancienne : ces ressources sont importantes, mais leur éloignement des infrastructures et l’incertitude des débouchés compliquent leur développement.

Les découvertes de Brulpadda, annoncée en 2019, et de Luiperd, confirmée en 2020, se trouvent dans le bassin d’Outeniqua, à environ 175 kilomètres de la côte sud-africaine. Le bloc couvre une zone d’eaux profondes, avec des profondeurs qui atteignent plusieurs centaines de mètres et, dans certaines parties, davantage. Les évaluations publiques des volumes récupérables varient selon les périmètres et les méthodes; le débat porte moins sur l’existence du gaz que sur la manière de le produire et de le vendre.

Deux voies de commercialisation

La première option consiste à construire un système sous-marin et un gazoduc vers la côte. Le gaz pourrait alors alimenter des centrales électriques, des industries ou des installations existantes, notamment dans la région de Mossel Bay. Cette solution relierait directement le gisement aux consommateurs, mais exigerait des investissements dans les conduites, le traitement, les installations terrestres et les raccordements.

Un pipeline présente aussi des risques de calendrier et d’autorisations. Son tracé doit être étudié au regard des fonds marins, des zones de pêche et des activités côtières. Il faut également identifier des acheteurs capables de signer des contrats à long terme et de prendre des volumes suffisants. Sans visibilité commerciale, les coûts d’infrastructure peuvent rendre le projet difficile à financer.

La seconde voie envisage une unité flottante de liquéfaction (FLNG), qui traiterait et convertirait le gaz en gaz naturel liquéfié en mer, avant son chargement sur des navires. Un FPSO — unité flottante de production, de stockage et de déchargement — peut être intégré au schéma pour séparer et traiter les hydrocarbures produits, notamment le condensat. Les configurations précises restent à étudier. Ces installations peuvent réduire la dépendance à certaines infrastructures terrestres, mais leur coût de construction, leur exploitation en eaux profondes et leur accès à des navires spécialisés sont des défis majeurs.

Un projet relancé après le retrait des partenaires précédents

Le bloc a connu plusieurs années d’incertitude. Les anciens partenaires, dont TotalEnergies, ont quitté le projet après avoir conclu que la commercialisation du gaz nécessitait une solution technique et économique plus claire. Main Street 1549 a repris la responsabilité du bloc et mène un nouveau processus d’évaluation environnementale lié au développement et aux activités de production envisagés.

Le dépôt d’une demande environnementale actualisée est un jalon important, car il permet d’évaluer l’empreinte potentielle de plusieurs scénarios. Il ne constitue pas une autorisation finale de construire ni une décision d’investissement. L’étude doit examiner les effets sur les écosystèmes marins, les pêcheries, le littoral et les communautés concernées, ainsi que les mesures de prévention et de réponse en cas d’incident.

Le calendrier de production reste à long terme. Les estimations publiques évoquent une première production autour de 2033, sous réserve des études, des autorisations, du financement et de la décision finale d’investissement. Les ressources en mer ne deviennent commercialement disponibles qu’après la réalisation de puits, d’équipements sous-marins et d’installations d’évacuation et de traitement.

L’intérêt énergétique pour le pays

L’Afrique du Sud cherche à sécuriser son approvisionnement électrique et à réduire sa dépendance au charbon. Le gaz peut fournir une production pilotable qui accompagne la montée des renouvelables et la fermeture graduelle de centrales vieillissantes. Une ressource domestique pourrait aussi soutenir l’industrie, si les prix et les volumes sont compétitifs.

Le développement de Brulpadda et Luiperd ne serait cependant pas automatiquement synonyme de gaz abordable. Le coût du développement en eaux profondes, la rémunération des investisseurs, les infrastructures de transport et les contrats d’achat déterminent le prix final. Il faudrait comparer l’utilisation du gaz dans la production électrique avec d’autres débouchés industriels et tenir compte des émissions sur l’ensemble de la chaîne.

Le projet devra aussi définir les retombées locales : emploi, sous-traitance, formation et participation d’entreprises sud-africaines à la construction et aux services offshore. Les exigences de contenu local peuvent créer des capacités industrielles, à condition que les appels d’offres, le transfert de compétences et les besoins techniques soient planifiés tôt.

Une décision qui dépendra des acheteurs autant que de la technologie

Le choix du FLNG, du pipeline ou d’une combinaison de solutions ne sera pas uniquement une décision d’ingénierie. Il dépendra des volumes commercialisables, du coût du capital, des prix attendus, des contrats de vente et de l’accès aux infrastructures. Les partenaires devront également apprécier les risques de construction en eaux profondes et la capacité à mobiliser des fournisseurs disposant de l’expérience nécessaire.

Les prochains jalons seront la conclusion de l’évaluation environnementale, la sélection d’un scénario privilégié, l’identification d’acheteurs et la structuration du financement. Une décision d’investissement ne pourra être évaluée qu’à partir de ces éléments. Pour l’Afrique du Sud, le potentiel du bloc pourrait renforcer la sécurité énergétique; sa concrétisation dépendra toutefois d’un modèle commercial crédible et d’une procédure d’autorisation transparente.