Au Ghana, le pari technique de Sankofa ne garantit pas plus de gaz pour le marché national dès 2028

Pour le Ghana, augmenter la capacité d’un équipement offshore ne suffit pas à garantir davantage de gaz dans les centrales et les usines. Le défi est double : maintenir les volumes de Sankofa malgré la baisse attendue de la pression du réservoir, puis acheminer et absorber cette production dans un marché en croissance.

Un levier technique face au déclin de la pression

Le 2 octobre 2026, Yinson Production et Eni ont conclu un avenant au contrat du FPSO John Agyekum Kufuor, l’unité flottante qui traite les hydrocarbures du projet Offshore Cape Three Points (OCTP), au large du Ghana. L’accord prévoit l’installation de nouveaux équipements de compression et de traitement du gaz.

La capacité d’exportation de gaz du navire devrait passer d’environ 210 à 220 millions de pieds cubes standards par jour à 355 millions. Deux modules doivent être ajoutés : l’un avec deux compresseurs entraînés par des turbines à gaz, l’autre consacré au traitement des volumes supplémentaires. Yinson prévoit l’achèvement des travaux au premier trimestre 2028. Ces éléments figurent dans l’annonce de Yinson sur l’extension des capacités du FPSO, également rapportée par des médias ghanéens.

L’avenant prolonge de quatre ans la période ferme d’affrètement du navire, jusqu’en 2036. La valeur supplémentaire du contrat est estimée à environ 810 millions de dollars, dont quelque 600 millions attribués à Yinson dans les informations rendues publiques par le groupe. Ce montant contractuel rémunère notamment des prestations liées au navire : il ne constitue pas, à lui seul, une mesure de l’investissement total dans le champ ni une garantie de recettes pour l’État ghanéen.

Une pièce d’un système gazier plus large

Sankofa fait partie de l’OCTP, qui comprend aussi les champs Gye Nyame et Sankofa. Le gaz est acheminé vers les installations de réception de Sanzule, dans la région de l’Ouest, puis rejoint le réseau national. Exploité depuis 2018, le projet est devenu un fournisseur important pour l’électricité et l’industrie ghanéennes.

En juillet 2025, une amélioration des installations a porté la capacité de traitement de gaz non associé de l’OCTP de 246 à 270 millions de pieds cubes par jour, selon Eni et des comptes rendus de presse ghanéens. La même année, Eni indiquait que le gaz du projet contribuait à environ 34 % de l’électricité produite dans le pays. Ces chiffres décrivent des capacités et une contribution déclarée à une période donnée, non une fourniture garantie en continu.

Le nouvel avenant répond à une contrainte différente : la baisse anticipée de la pression du réservoir. La compression peut faciliter la remontée et le traitement du gaz lorsque la pression naturelle diminue. Elle ne crée toutefois pas de nouvelles réserves. Les volumes effectivement livrés dépendront aussi de l’état du champ, des puits, des installations terrestres et des opérations de maintenance.

Demande en hausse, mais capacité et livraison ne se confondent pas

Les besoins gaziers du Ghana sont tirés notamment par la production électrique et les activités industrielles. Ghana Gas projette une demande nationale de 715 millions de pieds cubes par jour en 2030, contre environ 502 millions actuellement, selon les chiffres communiqués dans le débat sur les infrastructures gazières. Cette projection souligne l’enjeu, mais ne signifie pas que toute cette demande sera automatiquement solvable ou couverte par Sankofa.

Le pays s’appuie sur plusieurs sources : les champs offshore Jubilee et TEN, l’OCTP et des importations de gaz venant du Nigeria par le gazoduc ouest-africain. La Ghana National Petroleum Corporation (GNPC), compagnie nationale et agrégateur du gaz, joue un rôle dans l’équilibre entre les volumes disponibles et les besoins du marché. Le régulateur énergétique ghanéen souligne aussi que les arrêts programmés et les contraintes d’approvisionnement peuvent provoquer des déficits. Le rapport 2025 de la Commission de l’énergie du Ghana détaille ces risques liés aux maintenances et aux fluctuations de l’offre.

Les conséquences d’un manque de gaz ne sont pas uniformes. Les centrales thermiques peuvent devoir recourir à des combustibles liquides, généralement plus coûteux, ce qui pèse sur les coûts de production électrique. Les entreprises industrielles peuvent, elles aussi, subir des interruptions ou des coûts énergétiques plus élevés. Pour les ménages, l’effet peut se transmettre par la fiabilité de l’électricité et les tarifs, sans être immédiat ni automatique.

À l’inverse, augmenter la capacité d’exportation à bord du FPSO ne garantit pas que le réseau national pourra transporter ou absorber les volumes. Les infrastructures terrestres, les contrats d’achat et la situation financière du secteur électrique comptent aussi. Le Ghana a déjà connu des tensions liées aux contrats « take-or-pay » : cette clause oblige l’acheteur à payer un volume convenu même s’il ne le retire pas entièrement. Le précédent rappelle qu’une offre excédant la demande effective peut également coûter cher aux finances publiques.

Un enjeu national et ouest-africain

Pour Accra, le chantier s’inscrit dans une stratégie plus vaste : sécuriser l’électricité, soutenir l’industrie et réduire la vulnérabilité aux ruptures d’approvisionnement. La GNPC a également plaidé pour une approche intégrée, qui associe production, traitement, transport et contrats, plutôt que de compter sur un seul champ. La compagnie nationale présente les ressources de Jubilee, TEN et Sankofa comme des éléments complémentaires de cette sécurité énergétique.

À l’échelle régionale, le Ghana est membre de la Communauté économique des États de l’Afrique de l’Ouest (CEDEAO), qui soutient l’intégration énergétique entre pays. Le gaz nigérian transporté par le West African Gas Pipeline illustre déjà cette interdépendance. Pour Accra, la production nationale de Sankofa peut réduire l’exposition aux aléas extérieurs, mais elle ne remplace pas les échanges régionaux ni les investissements dans les réseaux.

La prochaine échéance concrète est le premier trimestre 2028, date visée pour la mise en service des nouveaux modules. Il faudra alors distinguer trois résultats : la capacité technique annoncée, les volumes réellement produits par le réservoir et les quantités effectivement livrées au marché ghanéen. C’est cette dernière mesure, davantage que la seule puissance des équipements offshore, qui dira si le projet renforce durablement l’approvisionnement du pays.