C'est peu de dire que le pays de la Teranga est sous pression sur le plan énergétique bien qu'il soit devenu, récemment, producteur à la fois de pétrole et de gaz. Selon le directeur général de la Senelec, Papa Toby Gaye, la crise actuelle, matérialisée par des coupures de courant, découle notamment d'un incident sur un équipement du Karpowership, qui fournit environ 200 MW, et de difficultés à West African Energy, avec près de 100 MW concernés. Deux installations qui, chacune à sa manière, racontent la même histoire : celle d'un pays qui a du gaz sous la mer mais pas encore dans ses centrales.
Une barge venue pour une transition, toujours à quai
Pour rappel, en août 2019, Karpowership et la Senelec avaient signé un contrat d'achat d'électricité pour une durée d'un peu plus de cinq ans, la centrale flottante devant fonctionner au fioul lourd les six premiers mois avant de basculer au gaz narurel liquéfié (GNL).
Sept ans plus tard, l'Ayşegül Sultan est toujours amarré au port de Dakar. La société turque y a mis en service le premier projet LNG-to-Power d'Afrique. Aussi, dans une tribune publiée en juillet par le quotidien dakarois Le Soleil, le groupe revendique-t-il une capacité de 335 MW couvrant ainsi près de 20 % de la demande d'électricité du pays. Un cinquième du réseau est donc suspendu à un navire étranger mais aussi à un contrat longtemps décrié.
Récemment, la Cour des comptes a relevé que le 19 décembre 2023, 3,7 puis 9,2 milliards de FCFA avaient été versés à la société turque dans le cadre d'un contrat de gré à gré dont le montant réel reste inconnu. Certaines sources avancent une facture annuelle comprise entre 30 et 50 milliards de FCFA, une somme suffisamment importante pour qu'une vigilance accrue soit de mise.
West African Energy, la centrale à gaz qui tourne au gasoil
L'autre maillon défaillant est paradoxalement le fleuron de la transition. Avec 360 MW en cycle combiné, la centrale West African Energy est la plus puissante du parc de la Senelec. Elle couvre près du quart de la puissance installée du pays. Conçue pour le gaz, elle n'a pas pu attendre le gaz du projet Yakaar-Teranga dont le développement accuse du retard. Du coup, elle a démarré au gasoil, un combustible coûteux. Ainsi, à ce stade, le projet Yakaar n'a jamais aussi bien porté son nom vu que le mot "Yakaar" signifie "l'espoir" en wolof.
En attendant, le Sénégal, producteur de gaz, importe donc du gaz. Face au report de Yakaar-Teranga, le pays s'approvisionne en GNL importé via un terminal confié à Elton au port de Dakar. Celui-ci est accompagné d'une station de regazéification provisoire et un pipeline définitif vers la centrale du Cap des Biches attendu d'ici mars 2027.
Le gisement existe, le tuyau manque
Tout ceci s'explique par le fait que, si l'exploitation du gaz a débuté le 31 décembre 2024 entre la plateforme offshore et la turbine, il y a des kilomètres de gazoducs à construire.
À Gandon, près de Saint-Louis, la nouvelle centrale alimentée par le gaz de Grand Tortue Ahmeyim attend essentiellement le pipeline de Réseau gazier du Sénégal. Les premiers essais de ce réseau sont prévus en principe en octobre pour 250 MW avant une extension à 500 MW.
Il faut dire que le gouvernement avait déjà fait de cet approvisionnement une priorité politique. Ainsi en mars dernier, Ousmane Sonko avait expliqué que l'approvisionnement du marché local à partir de Grand Tortue Ahmeyim devait générer un gain projeté à 900 milliards de FCFA sur la période courant de 2026 à 2040. Il avait aussi annoncé l'arrêt des importations de gaz en 2026 pour une économie annuelle de 140 milliards de FCFA.
Ce qu'on constate aujourd'hui, c'est que l'échéance est là mais le calendrier des infrastructures, lui, a glissé.
Le choc pétrolier comme révélateur
Comment en est-on arrivé là ? Il faut d'abord observer de près la structure du parc. Elle explique en partie la vulnérabilité du secteur.
En 2024, les énergies thermiques représentaient plus de 70 % de la puissance installée or tout s'est dégradé en même temps. La consommation a culminé à 1 400 MW en août pour une prévision de 1 250 et l'arrêt de la centrale du Cap des Biches les 6 et 7 septembre derniers a retiré 240 MW et tout ça sur fond de difficultés d'approvisionnement en gasoil.
Parallèlement, il se trouve que le combustible importé coûte de plus en plus cher. Le baril est passé de 72 à plus de 105 dollars depuis fin février. Pour sécuriser l'approvisionnement de la Senelec, l'État a mobilisé 165,5 milliards de FCFA. D'ailleurs, la loi de finances rectificative cite la hausse des subventions énergétiques parmi les causes d'un déficit porté à 7,6 % du PIB, contre 5,4 % prévus.
Résultat : chaque mois de retard sur les gazoducs se paie donc deux fois, d'abord au compteur des ménages, ensuite dans le budget de l'État.
Une situation qui n'est pas propre au Sénégal
Cette question d'approvisionnement impliquant Karpowership n'est pas un cas isolé. La barge turque est devenue la solution d'attente de tout un pan du continent. Au Ghana, elle opère depuis 2015 et négocie la prolongation d'un contrat qui expire en 2027. En Guinée, des discussions sont prévues sur l'extension de l'accord. Au Gabon, l'entreprise a dû renégocier son contrat sous la pression des autorités de transition.
Le Nigeria, premier détenteur de réserves gazières du continent, vit avec des pénuries chroniques d'électricité. L'Égypte, producteur majeur, a renoué avec les importations de GNL et les délestages estivaux ces dernières années.
Ainsi, du golfe de Guinée au Machrek, la leçon est la même. Posséder la ressource ne suffit pas. La souveraineté énergétique se joue dans les infrastructures intermédiaires, gazoducs, terminaux, centrales convertibles mais aussi dans la transparence des contrats qui comblent l'attente. Pour le Sénégal, le vrai rendez-vous n'est pas jeudi, date promise du retour à la normale. C'est mars 2027. (Eco-TransContinentsAfrica)