Mozambique : pourquoi un terminal GNL ne suffit pas à bâtir un marché gazier

Analyse par Mapathé SOW, Founder Or Noir Africa

Un navire méthanier peut arriver à quai, décharger du gaz naturel liquéfié (GNL) et alimenter une unité de regazéification. Pourtant, tant que le gaz ne rejoint pas des clients capables de payer, le terminal ne forme pas un marché. Entre la cargaison et l’électricité à la prise se trouvent des contrats, des canalisations, des centrales, un réseau électrique et une répartition des risques. C’est ce parcours qui déterminera si une infrastructure LNG-to-power devient un actif utile ou un équipement coûteux sous-utilisé.

Le projet envisagé par le Mozambique autour de Beira et d’Inhassoro illustre ce défi. Le pays produit et exporte déjà du GNL, mais sa compagnie publique ENH cherche des partenaires pour développer des capacités d’importation, de stockage, de regazéification et de transport. En octobre 2026, Reuters rapportait un coût indicatif d’environ 250 millions de dollars et un projet de raccordement d’environ 140 kilomètres vers le gazoduc ROMPCO. Ce sont des éléments de projet rapportés, pas la preuve d’une installation construite ni d’un financement bouclé.

Pourquoi importer du gaz dans un pays producteur ?

Le paradoxe disparaît lorsqu’on distingue les molécules disponibles des molécules accessibles au bon endroit, au bon moment et sous un contrat compatible avec les consommateurs. Le Mozambique exporte du GNL depuis le projet Coral South, tandis que ses champs terrestres de Pande et Temane alimentent notamment le réseau vers l’Afrique du Sud. Les ressources offshore du bassin de Rovuma, les infrastructures d’exportation, les contrats de vente et les besoins de consommation du sud ne forment pas nécessairement un système unique et interchangeable.

Le régulateur mozambicain indique que les projets existants fournissent aussi du gaz au marché domestique. Mais le réseau est géographiquement limité et l’approvisionnement terrestre historique doit composer avec l’évolution des champs. Un projet d’importation peut donc être envisagé comme un complément ou un outil de continuité pour certains utilisateurs, sans signifier que le pays ne possède plus de ressources. Il faut toutefois comparer cette option avec l’accroissement de l’offre domestique, les contrats d’exportation et les solutions alternatives de production électrique.

Le Conseil des ministres avait approuvé en novembre 2025 une concession pour des infrastructures de réception, stockage, regazéification et transport dans la zone de Beira et d’Inhassoro. L’architecture officielle prévoyait une entité associant ENH et des entreprises publiques telles que CFM, EDM et HCB, ainsi que des partenaires techniques et financiers à sélectionner. Une concession définit un cadre et des droits ; elle ne garantit pas à elle seule que le projet atteindra la décision finale d’investissement ou la clôture financière.

Du navire au client : les maillons qui doivent fonctionner ensemble

Une chaîne LNG-to-power commence par un contrat d’approvisionnement qui précise l’origine du GNL, les volumes, les dates de livraison et la formule de prix. Le méthanier livre ensuite la cargaison à un terminal flottant ou terrestre. La regazéification remet le gaz sous forme gazeuse, mais celui-ci doit encore être acheminé par pipeline, avec une pression, une capacité et une qualité compatibles avec les installations en aval.

Le gaz peut ensuite alimenter une centrale, des industries ou plusieurs types de clients. Pour produire de l’électricité, il faut une centrale disponible, raccordée au réseau et capable d’injecter l’énergie quand elle est nécessaire. Les lignes, postes, capacités de transport et systèmes de dispatch doivent suivre. Sans ces raccordements, la présence d’une unité de regazéification ne garantit ni livraison de gaz, ni production d’électricité, ni accès des ménages à l’énergie.

L’Agence internationale de l’énergie décrit le LNG comme une chaîne intégrant production et traitement, transport par gazoduc vers le terminal d’export, liquéfaction, transport maritime et regazéification au point d’importation. Pour construire un marché, il faut prolonger ce schéma par les réseaux domestiques, les acheteurs finaux et leurs contrats. Chaque étape doit être dimensionnée par rapport aux suivantes : un terminal de grande capacité n’a pas de sens économique si la conduite ou les clients ne peuvent absorber les volumes.

La question déterminante : qui achète le gaz, et à quelles conditions ?

Un terminal a besoin d’un taux d’utilisation raisonnable pour couvrir ses coûts. Les prêteurs chercheront donc des engagements d’achat ou de réservation de capacité, des contrats de transport, une formule tarifaire et des garanties de paiement. Si la centrale est l’acheteur principal, son contrat d’électricité doit lui permettre de répercuter, directement ou indirectement, le coût du combustible sans rendre l’électricité inabordable. Si l’opérateur électrique ne peut pas payer, le risque remonte vers les producteurs, l’État ou les consommateurs.

Le prix du GNL importé dépend de contrats à long terme ou du marché au comptant, du coût d’expédition, de l’assurance, de la regazéification et du transport intérieur. Une centrale qui achète du combustible à prix variable mais vend l’électricité à tarif fixe porte un risque de marge important, à moins qu’un mécanisme contractuel répartisse les variations. Les garanties publiques peuvent aider à sécuriser les paiements, mais elles créent une exposition budgétaire qu’il faut chiffrer et publier.

La Banque mondiale rappelle, dans ses guides de financement des projets gaziers et électriques, que la structure doit relier clairement fournisseur de GNL, propriétaire du terminal et acheteur du gaz. Elle doit aussi attribuer chaque risque à une partie capable de le gérer. Dans le cas d’un projet avec plusieurs sociétés publiques, investisseurs privés et acheteurs, cette coordination devient encore plus importante.

Financer l’infrastructure ne suffit pas : il faut financer le système

Le financement doit couvrir plusieurs actifs et contrats : l’unité flottante, les installations portuaires, les conduites, les raccordements électriques et, parfois, la centrale. Une concession peut réunir plusieurs entités publiques ; les partenaires privés peuvent apporter expertise, capitaux ou capacité d’exploitation. Les banques et investisseurs examineront les recettes prévisibles, l’acheteur, le risque de change, les tarifs, les permis et les délais. Les financements concessionnels ou les garanties publiques peuvent diminuer certains coûts, mais ne remplacent pas une demande solvable.

Le projet mozambicain ne pourra donc être évalué uniquement sur son coût annoncé de 250 millions de dollars. Il faudra connaître les volumes prévus, les clients qui s’engagent, le prix livré, l’état des champs et des réseaux, les modalités de connexion à ROMPCO, le rôle de l’électricité et les responsabilités de chaque partenaire. Les discussions rapportées par Reuters avec des partenaires potentiels, dont Sasol et ROMPCO, ne sont pas encore des contrats signés.

Le test de marché avant le terminal

Avant de financer une FSRU ou un terminal terrestre, un pays devrait pouvoir répondre à cinq questions : quelles cargaisons seront achetées, par qui, à quel prix livré, via quelles conduites et pour quels usages finaux ? Une sixième question complète le test : que se passe-t-il si la demande baisse, si le gaz domestique revient ou si le prix du GNL dépasse les prévisions ?

Le Mozambique montre qu’un producteur peut envisager des importations pour combler un écart de lieu, de calendrier ou d’infrastructure. Mais la regazéification n’est qu’un maillon du dispositif. Le marché n’existe que lorsque des contrats relient l’approvisionnement, le terminal, le réseau, les centrales et les utilisateurs avec un coût supportable. C’est à cette condition qu’un projet LNG-to-power peut sécuriser l’énergie sans déplacer le risque vers une entreprise publique ou vers le consommateur final.