Mauriweb -
Représentant le Président de la République au Sommet du Partenariat Economique USA-Afrique, qui se tiendra, du 6 au 9 mai, à Dallas (USA), Le Premier ministre, M. Mohamed Bilal Messoud a reçu, en audience, hier, Mme Mai Abdelhalim, présidente de GE Vernova Africa.
GE Vernova Africa est une entreprise reconnue pour son engagement dans le déploiement de technologies d'énergie fiables et flexibles en Afrique subsaharienne depuis les années 1950. C’est un acteur majeur dans le domaine de l'énergie, qui a contribué à mettre en place jusqu'à 17 GW de capacité de production d'électricité au gaz dans la région subsaharienne grâce à ses turbines à gaz de pointe.
Cette rencontre entre le Premier ministre mauritanien et la présidente de GE Vernova Africa ouvre de nouvelles perspectives d'investissement en Mauritanie, principalement dans le secteur de l'énergie.
L’entrevue s’est déroulée en présence du ministre de l’Économie et du Développement durable, M. Abdessalam Mohamed Salah, de la directrice de cabinet du Premier ministre, Mme Aicha Vall Vergès, de l’ambassadrice de Mauritanie à Washington, Mme Cissé Mint Cheikh Boïda et du directeur général de Partenariat public-privé au ministère de l’Économie et du Développement durable, M. Ahmedou Salek Beyah.
L'accent mis sur l'énergie propre dans les discussions entre M. Messoud et Mme Abdelhalim reflète une tendance croissante à l'échelle mondiale, où les pays cherchent à diversifier leurs sources d'énergie et à réduire leur empreinte carbone. Les États-Unis, ainsi que l'Union européenne, montrent un intérêt renouvelé pour la Mauritanie, mettant en lumière des secteurs clés tels que le gaz et l'hydrogène vert.
Cette rencontre entre le Premier ministre mauritanien et la Présidente de GE Vernova Africa ouvre de nouvelles perspectives prometteuses pour le développement de l'énergie propre en Mauritanie.
En collaboration avec des partenaires internationaux tels que GE, la Mauritanie peut saisir l'opportunité de diversifier son mix énergétique et de contribuer à la transition mondiale vers une économie plus verte et durable.

​Afrimag -
La Société Nationale Industrielle et Minière (SNIM), la compagnie minière nationale mauritanienne, et AMAN Green Energy Pte Ltd, la filiale du group indien CWP Global pour le développement de son projet AMAN, un pôle d’hydrogène vert en Mauritanie, ont signé le 4 mai un protocole d’accord, dans le but de collaborer sur un nouveau centre potentiel de production de fer vert à réduction directe (DRI) en Mauritanie

Lié au projet d’hydrogène vert à très grande échelle de CWP, AMAN qui est situé dans le nord- ouest de la Mauritanie, un nouveau centre DRI pourrait accueillir plusieurs usines à base d’hydrogène vert.

Elles seront capables de convertir le minerai de fer brut mauritanien en millions de tonnes de fer vert briqueté à chaud (HBI) par année, principalement destiné à l’exportation vers l’industrie sidérurgique européenne.

Le HBI vert remplace le traitement du fer brut

Le fer vert briqueté à chaud (HBI) est considéré comme un ingrédient clé de la décarbonisation de l’industrie sidérurgique. Elle devrait faire l’objet d’une forte demande à mesure que l’Europe met en œuvre des politiques de décarbonisation industrielle, et des objectifs de réduction des émissions.

Le HBI vert remplace le traitement du fer brut actuellement effectué par les hauts fourneaux, qui émettent environ deux tonnes de dioxyde de carbone pour chaque tonne de fer «réduit», pour la fabrication de l’acier. Le projet permettra donc de réduire plusieurs millions de tonnes d’émissions de CO2 par an.

L’usine DRI proposée consommerait de l’hydrogène vert, de l’eau et de l’électricité provenant du projet AMAN de CWP, et raffinerait des millions de tonnes de minerai de fer local brut fourni par la SNIM. Le projet pourrait permettre à la Mauritanie de devenir un producteur et un exportateur de premier plan de fer vert briqueté à chaud (HBI), un produit sidérurgique à valeur ajoutée.

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Projet AMAN Green Hydrogen Hub du CWP

CWP Global a lancé son projet révolutionnaire AMAN en 2020 et a signé un protocole d’entente (2021) et un accord-cadre (2022) avec le gouvernement mauritanien pour soutenir ses activités de développement de projet dans le pays, et par le biais d’un bureau à Nouakchott qui emploie une dizaine de personnes au niveau local.

CWP prévoit de reprendre les négociations sur un accord final avec le gouvernement hôte pour le projet, dès que le gouvernement aura adopté le code de l’hydrogène, un régime juridique et réglementaire spécifique au secteur pour faciliter la nouvelle industrie de l’hydrogène vert en Mauritanie.

À pleine échelle, le projet AMAN devrait déployer environ 18 GW d’énergie éolienne et 12 GW d’énergie solaire, avec le potentiel de produire jusqu’à 110 TWh chaque année. Le projet pourrait produire 1,7 million de tonnes d’hydrogène vert par an, ce qui permettrait de l’utiliser pour produire divers dérivés de l’hydrogène destinés à la vente, notamment de l’ammoniac vert (pour les engrais et/ou le carburant des navires à longue distance), du DRI/HBI vert pour la fabrication d’acier vert et de produits sidérurgiques, et/ou de l’hydrogène liquide.

CWP vise à ce que le projet soit prêt pour la fin de l’année 2025 et à ce que la première production ait lieu d’ici la fin de la décennie.

CWP Global apporte une grande expertise et une expérience éprouvée dans le développement de portefeuilles de projets d’énergie renouvelable de premier ordre en Europe du Sud-Est et en Australie. CWP Global est aujourd’hui l’un des principaux promoteurs mondiaux de centres d’hydrogène renouvelable à très grande échelle, dont l’objectif est d’approvisionner les marchés internationaux émergents en hydrogène vert, en ammoniac vert et en d’autres dérivés, y compris le fer vert.

SNIM

La SNIM est une société mauritanienne engagée dans l’exploration, l’exploitation minière, le traitement, le transport et l’exportation de minerai de fer. Ses gisements sont situés dans la région du Tiris Zemour, au nord de la Mauritanie. La SNIM gère l’ensemble de sa chaîne opérationnelle : études géologiques, exploitation minière, maintenance, production d’eau et d’électricité, transport du minerai de fer, exploitation du port de chargement de Nouadhibou.

L’entreprise possède et exploite sa propre ligne de chemin de fer, longue de plus de 700 km, principalement utilisée pour le transport du minerai de fer.

Avec plus de 60 ans d’expérience dans le secteur minier, la SNIM est un acteur clé de l’économie nationale, et le deuxième producteur de minerai de fer en Afrique.

La SNIM a récemment adopté un plan stratégique visant, entre autres, à intégrer le traitement en aval du minerai de fer (pelletisation, DRI, HBI, etc.) et à réduire son empreinte carbone.

Par La rédaction, Comité Éditorial

Le Courrier du Nord -

​La Société Nationale Industrielle et Minière (SNIM), la compagnie minière nationale mauritanienne, et AMAN Green Energy Pte Ltd, la filiale de CWP Global pour le développement de son projet AMAN, un pôle d’hydrogène vert en Mauritanie, ont signé aujourd'hui un protocole d’accord, dans le but de collaborer sur un nouveau centre potentiel de production de fer vert à réduction directe (DRI) en Mauritanie.

Lié au projet d'hydrogène vert à très grande échelle de CWP, AMAN qui est situé dans le nord ouest de la Mauritanie, un nouveau centre DRI pourrait accueillir plusieurs usines à base d'hydrogène vert. Elles seront capables de convertir le minerai de fer brut mauritanien en millions de tonnes de fer vert briqueté à chaud (HBI) par année, principalement destiné à l'exportation vers l'industrie sidérurgique européenne.

Le HBI vert est considéré comme un ingrédient clé de la décarbonisation de l'industrie sidérurgique. Elle devrait faire l'objet d'une forte demande à mesure que l'Europe met en œuvre des politiques de décarbonisation industrielle, et des objectifs de réduction des émissions.

Le HBI vert remplace le traitement du fer brut actuellement effectué par les hauts fourneaux, qui émettent environ deux tonnes de dioxyde de carbone pour chaque tonne de fer « réduit », pour la fabrication de l'acier. Le projet permettra donc de réduire plusieurs millions de tonnes d'émissions de CO2 par an.

L'usine DRI proposée consommerait de l'hydrogène vert, de l'eau et de l'électricité provenant du projet AMAN de CWP, et raffinerait des millions de tonnes de minerai de fer local brut fourni par la SNIM. Le projet pourrait permettre à la Mauritanie de devenir un producteur et un exportateur de premier plan de fer vert briqueté à chaud (HBI), un produit sidérurgique à valeur ajoutée.

Le protocole d'accord a été signé aujourd'hui entre les hauts représentants de la SNIM et du CWP, qui participeront également à un atelier technique le lendemain.

À propos du projet AMAN Green Hydrogen Hub du CWP

CWP Global a lancé son projet révolutionnaire AMAN en 2020 et a signé un protocole d'entente (2021) et un accord-cadre (2022) avec le gouvernement pour soutenir ses activités de développement de projet dans le pays, et par le biais d'un bureau à Nouakchott qui emploie une dizaine de personnes au niveau local. CWP prévoit de reprendre les négociations sur un accord final avec le gouvernement hôte pour le projet, dès que le gouvernement aura adopté le code de l'hydrogène, un régime juridique et réglementaire spécifique au secteur pour faciliter la nouvelle industrie de l'hydrogène vert en Mauritanie.

À pleine échelle, le projet AMAN devrait déployer environ 18 GW d'énergie éolienne et 12 GW d'énergie solaire, avec le potentiel de produire jusqu'à 110 TWh chaque année. Le projet pourrait produire 1,7 million de tonnes d'hydrogène vert par an, ce qui permettrait de l'utiliser pour produire divers dérivés de l'hydrogène destinés à la vente, notamment de l'ammoniac vert (pour les engrais et/ou le carburant des navires à longue distance), du DRI/HBI vert pour la fabrication d'acier vert et de produits sidérurgiques, et/ou de l'hydrogène liquide. CWP vise à ce que le projet soit prêt pour la fin de l'année 2025 et à ce que la première production ait lieu d'ici la fin de la décennie.

CWP Global apporte une grande expertise et une expérience éprouvée dans le développement de portefeuilles de projets d'énergie renouvelable de premier ordre en Europe du Sud-Est et en Australie. CWP Global est aujourd'hui l'un des principaux promoteurs mondiaux de centres d'hydrogène renouvelable à très grande échelle, dont l'objectif est d'approvisionner les marchés internationaux émergents en hydrogène vert, en ammoniac vert et en d'autres dérivés, y compris le fer vert.

À propos de la SNIM

La SNIM est une société mauritanienne engagée dans l'exploration, l'exploitation minière, le traitement, le transport et l'exportation de minerai de fer. Ses gisements sont situés dans la région du Tiris Zemour, au nord de la Mauritanie. La SNIM gère l'ensemble de sa chaîne opérationnelle : études géologiques, exploitation minière, maintenance, production d'eau et d'électricité, transport du minerai de fer, exploitation du port de chargement de Nouadhibou.

L'entreprise possède et exploite sa propre ligne de chemin de fer, longue de plus de 700 km, principalement utilisée pour le transport du minerai de fer.

Avec plus de 60 ans d'expérience dans le secteur minier, la SNIM est un acteur clé de l'économie nationale, et le deuxième producteur de minerai de fer en Afrique.

La SNIM a récemment adopté un plan stratégique visant, entre autres, à intégrer le traitement en aval du minerai de fer (pelletisation, DRI, HBI, etc.) et à réduire son empreinte carbone.

Nouakchott, Mauritanie, 4 juin 2024

L’unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), un composant clé du développement du GNL de la phase 1 du Grand Tortue Ahmeyim (GTA), est arrivé à son emplacement définitif, au large de la frontière maritime entre la Mauritanie et le Sénégal.

Le navire FPSO est en train d’être amarré à 40 km des côtes, à une profondeur d’eau de 120 m. Il sera exploité par bp, pour le compte des partenaires du projet : bp, Kosmos Energy, PETROSEN et SMH. Le projet permettra de produire du gaz à partir de réservoirs situés en eau profonde, à environ 120 km des côtes, grâce à un système sous-marin.

Après l’achèvement de sa construction au chantier naval COSCO Qidong Shipyard (Chine), le navire a parcouru plus de 12 000 miles nautiques jusqu’au site GTA.

Dave Campbell, Vice-Président Senior de bp pour la Mauritanie et le Sénégal, a déclaré : « bp investit dans le système énergétique d'aujourd'hui et de demain et la phase 1 de GTA représente cet investissement en action. Et il s’agit d’une étape majeure pour la phase 1 du projet GTA, un projet innovant de développement du GNL qui ouvre la voie à l’exploitation des ressources gazières de la Mauritanie et du Sénégal. Le navire FPSO a parcouru la moitié du globe et son arrivée en toute sécurité [et son installation] témoigne de la résilience, des compétences, du travail d’équipe et des efforts considérables de tous les partenaires impliqués. Nous nous concentrons désormais entièrement sur la réalisation sûre du projet, tout en travaillant en vue de la mise en production du gaz.»

La phase 1 du projet GTA devrait produire environ 2,3 millions de tonnes de GNL par an, pendant plus de 20 ans. Il s’agit du premier développement gazier dans ce nouveau bassin au large des côtes sénégalo-mauritaniennes.

Avec des puits situés à des profondeurs d’eau allant jusqu’à 2 850 m, la phase 1 du projet GTA dispose de l’infrastructure sous-marine la plus profonde d’Afrique. Cet investissement de plusieurs milliards de dollars s’est vu accorder le statut de Projet national d’importance stratégique par les présidents de la Mauritanie et du Sénégal.

Le FPSO accueillera jusqu’à 140 personnes en fonctionnement normal. D'une superficie équivalente à deux terrains de football et d'une hauteur de 10 étages, le FPSO est constitué de plus de 81 000 tonnes d’acier, de 37 000 m de bobines de tuyaux et de 1,52 million de mètres de câbles. Il a également fait l’objet de plus de 330 000 inspections.

Le FPSO devrait traiter plus de 500 millions de pieds cubes standard de gaz par jour. Il éliminera l’eau, les condensats et les impuretés du gaz avant de le transférer par gazoduc vers le navire de gaz naturel liquéfié flottant (FLNG) à la plate-forme du Hub, à environ 10 km des côtes.

Dans le navire FLNG, le gaz sera refroidi par cryogénie, liquéfié et stocké avant d’être transféré dans des méthaniers pour être exporté, tandis qu’une partie sera affectée à la satisfaction de la demande croissante dans les deux pays d’accueil.

4 juin 2024

Or Noir Africa -
​Après le retard du lancement des opérations du champ gazier offshore Grand Tortue-Ahmeyim (GTA), partagé par la Mauritanie et le Sénégal, un désaccord est survenu concernant les coûts facturés par le géant énergétique britannique British Petroleum (BP), qui dirige le consortium responsable de ce projet important.

Les rapports d’audit initiés par les deux pays ont contesté les dépenses revendiquées par BP. Le lancement du projet, initialement prévu plus tôt cette année et constamment reporté, fait maintenant face à des retards potentiels supplémentaires.

Le problème n’est plus technique ni lié aux retards précédents dus au Covid-19, mais concerne plutôt un différend complexe impliquant BP, la Mauritanie et le Sénégal.

Nouakchott et Dakar sont de plus en plus en désaccord avec leur partenaire de consortium, BP, en raison des coûts croissants associés au démarrage retardé du projet, désormais prévu pour le quatrième trimestre de 2024. Ces retards ont considérablement augmenté les coûts d’investissement, ce qui à son tour diminue les rendements potentiels pour la Mauritanie et le Sénégal.

Cette contrainte financière a poussé les deux nations à annoncer des audits des coûts en janvier 2024, étant donné que les dépenses de développement, de construction de l’unité FLNG (Floating Liquefied Natural Gas) et de l’unité FPSO (Floating Production Storage and Offloading) ont doublé par rapport aux estimations initiales de 2018.

Au début du projet, les partenaires du projet—BP (61 %), l’américain Kosmos Energy (29 %), et les compagnies nationales du Sénégal (Petrosen) et de la Mauritanie (SMHPM), totalisant 10 %—se sont engagés dans un investissement qui a largement dépassé les chiffres prévus. BP est entré dans le projet en acquérant une participation de 61 % auprès de Kosmos Energy pour un milliard de dollars, se positionnant pour gérer les investissements, les opérations et la commercialisation.

Cependant, le doublement des coûts liés au projet pose un risque de recettes futures réduites pour la Mauritanie et le Sénégal. Face à l’augmentation des coûts et aux écarts financiers perçus, les deux pays ont initié des audits pour examiner les affirmations financières de BP concernant le projet.

Les dépenses principales du projet impliquent quatre composants majeurs :

1. Un brise-lames en haute mer abritant l’usine de liquéfaction, confié à un consortium franco-italien Eiffage-Saipem pour 350 millions de dollars.

2. L’ingénierie marine d’extraction de gaz pour 750 millions de dollars, attribuée en mode de contrat EPCI.

3. Le FPSO, contracté à TechnipFMP pour environ 1 milliard de dollars en mode EPCIC, couvrant la construction à l’opérationnalisation.

4. L’unité FLNG, évaluée à 1,3 milliard de dollars sous un contrat de location et d’exploitation de 20 ans.

À l’origine, ces composants étaient budgétisés autour de 3,5 milliards de dollars, mais ont depuis augmenté en raison de retards répétés et de dépenses imprévues, y compris la faillite de la firme d’ingénierie américaine McDermott, un partenaire clé de BP dans le projet.

En 2020, l’expert mauritanien Hassana Mbeirick a noté que les investissements de BP avaient presque atteint 10 milliards de dollars, un chiffre qui a continué à augmenter. En conséquence, les revenus projetés pour la Mauritanie et le Sénégal dans la première phase du projet sont limités à 2,5 millions de tonnes par an, avec des gains de quelques centaines de millions de dollars.

Suite à une autre annonce de retard du projet en janvier 2024, les deux pays ont lancé des audits complets pour déterminer si BP avait gonflé leurs rapports financiers. Les premiers résultats d’un cabinet comptable tunisien, dirigé par le spécialiste des coûts pétroliers Samir Labidi, suggèrent que BP pourrait avoir surestimé leurs dépenses.

Selon les rapports de Africa Intelligence, les résultats préliminaires des audits ont été remis au Ministre mauritanien du Pétrole, de l’Énergie et des Mines, et des conclusions similaires ont été atteintes par les autorités sénégalaises. Les deux pays coordonnent désormais leurs réponses pour aborder ces problèmes avec BP, y compris les préoccupations concernant le non-respect des exigences de contenu local dans le secteur pétrolier.

Étant donné le potentiel de recettes substantiel du projet GTA, estimé entre 80 et 90 milliards de dollars sur 20 ans, et les enjeux financiers critiques, la Mauritanie et le Sénégal plaident pour une renégociation globale avec BP.

Cependant, les firmes multinationales incluent souvent des clauses de stabilisation dans leurs contrats pour se protéger contre les risques politiques et les changements législatifs. Malgré ces protections, des surfacturations prouvées pourraient contraindre à une révision des termes financiers pour assurer une compensation équitable pour la Mauritanie et le Sénégal.

Sénégal – Mauritanie : Jeune Afrique - Le projet de production de gaz naturel en mer entre la Mauritanie et le Sénégal a franchi une étape importante avec l’arrivée, après des mois de voyage, d’une unité flottante indispensable à la mise en exploitation, indique un communiqué reçu dimanche de l’un des partenaires du projet. Cette livraison avait été retardée de plusieurs mois.

L’Unité flottante de production et de stockage de gaz (FPSO) est arrivée samedi par la mer sur le champ Grand Tortue Ahmeyim (GTA), a annoncé la compagnie pétrolière Petrosen, contrôlée par l’État sénégalais et associée dans le projet au Britannique BP, à l’Américain Kosmos Energy et à la Société mauritanienne des hydrocarbures.

Le FPSO, stationné dans l’Atlantique à environ 40 kilomètres des côtes et raccordé aux puits d’extraction environ 80 kilomètres plus au large, réceptionnera le gaz et en effectuera un premier traitement, avant que le gaz ne soit expédié vers une autre unité flottante qui le liquéfiera, à environ 10 kilomètres du rivage, pour faciliter le transport.

GTA, un investissement de plusieurs milliards de dollars, devrait produire environ 2,5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié par an, destinés à la consommation intérieure et à l’exportation. Il fera rentrer dans le club des producteurs de gaz la Mauritanie et le Sénégal, qui en attendent des revenus considérables et un impact fort sur leur économie.

Mais il a accusé retards et augmentation des coûts. Les ministres mauritanien et sénégalais du Pétrole ont dit en janvier prévoir un démarrage de production au troisième trimestre 2024. La construction du FPSO par le géant naval chinois Cosco a subi le contrecoup de la pandémie de Covid-19, a indiqué Petrosen.

Il a finalement quitté la Chine en janvier 2023. Kosmos Energy prévoyait alors son arrivée au cours du second trimestre 2023. Mais il a nécessité des travaux supplémentaires dans les chantiers navals de Singapour et une dernière escale technique aux Canaries, a indiqué Petrosen.

(Avec AFP)

APS -

​PETROSEN, la compagnie de production pétrolière sénégalaise, a annoncé l’arrivée dans les eaux territoriales sénégalo-mauritaniennes de l’unité flottante de production et de stockage du gaz devant provenir du gisement de Grand-Tortue Ahmeyim (GTA).

Dans un communiqué parvenu à l’Agence de presse sénégalaise, la compagnie pétrolière nationale assure que l’Unité flottante de production et de stockage de gaz (FPSO) est arrivée samedi sur le site gazier du GTA après six jours de voyage depuis les Îles Canaries en Espagne.

PETROSEN Holding souligne notamment que cette unité flottante fait partie des éléments essentiels à la production du gaz de ce gisement, étant "une pièce déterminante dans la mise en œuvre de ce projet gazier".

L’usine flottante, dont la construction entamée en 2019 en Chine avait été retardée en raison de la pandémie de Covid-19, avait quitté les chantiers de COSCO en janvier 2023 pour les chantiers de Sembcorp à Singapour pour des travaux supplémentaires, indique le communiqué.

Il rappelle qu’après un stop programmé à l’Ile Maurice, l’unité flottante a fait une escale technique au Yard d’Hidramar de Tenerife pour complétion d’un certains nombres de travaux, pour plus de sécurité dans la production.

PETROSEN assure que le reste des activités de l’unité flottante, achevée à 92 ,5 % actuellement, sera complété dans les eaux sénégalo-mauritaniennes avant sa mise en service en vue de la production du gaz émanant du gisement GTA.

Cette mise en service est une étape importante durant laquelle il y aura d’abord l’interconnexion avec les différents équipements sous-marins avant le démarrage de cette usine flottante, précise la source qui rappelle que cette unité flottante sert à faire un premier traitement du gaz pour séparer ce dernier d’autres éléments l’accompagnant durant la production notamment l’eau et le condensat.

Selon la compagnie pétrolière sénégalaise pendant ce prétraitement, le gaz traverse différents modules de stabilisation et de conditionnement qui permettent d’avoir un produit qui répond aux normes et spécifications d’export vers le hub-terminal.

Le gisement de gaz naturel de GTA a été découvert en 2015 avec le forage du puits Tortue-1 (Ahmeyin-1) en Mauritanie et du puits Guembeul-1 au Sénégal.

Le gisement renferme environ 20 TCF de gaz naturel soit 530 milliards de Nm3.

La production de ce gaz naturel initialement prévue en 2023 a été reportée en raison de retards liés entre autres à l’achèvement des infrastructures d’exploitation

AKS

La Dépêche -
La Mauritanie devrait bénéficier des avantages d’un nouveau programme de coopération en matière d’énergies renouvelables pour alimenter l’Afrique en électricité (RECPA), lancé depuis peu par la Banque Islamique de Développement et l’agence marocaine pour l’énergie durable (Masen).
Le programme qui s’inscrit parfaitement dans l’esprit de la déclaration de Nairobi de septembre 2023 ciblant la hausse de la capacité de production d’énergies renouvelables de l’Afrique de 56 GW en 2022 à au moins 300 GW d’ici à 2030, est déjà déployé aussi à Djibouti, en Guinée Bissau et au Niger. Il devrait être étendu à onze pays africains dont le nôtre.
A noter cependant que nonobstant son potentiel en énergie éolienne et solaire, l’Afrique n’aurait guère capté, selon Irena, guère plus de 2 % des investissements mondiaux dans les énergies renouvelables au cours des deux dernières décennies.
Conçu « par l’Afrique et pour l’Afrique », le mécanisme RECPA viserait « à soutenir les projets EnR à travers l’approche de coopération Sud-Sud “Reverse Linkage” de la BID ».
De l’avis des initiateurs du programme, cités par les médias, celui-ci capitalisera sur l’appui financier de la BID, l’expertise de Masen, la mobilisation du secteur privé et l’implication de plusieurs partenaires africains.
La Mauritanie, rappelle-t-on, est lancée depuis quelques mois dans la promotion de l’exploitation de l’hydrogène vert et devrait, à termes, trouvé des solutions idoines à son déficit énergétique et à la réduction de sa facture d’énergie fossiles.
Avec médias

Taqas -
Le contrat entre le gouvernement mauritanien et la société britannique BP pour l’exploitation du champ gazier BirAllah, situé dans le bassin côtier de la Mauritanie, a pris fin, aujourd’hui, sans être renouvelé. Cette décision survient malgré les demandes de BP pour une extension de trois ans afin de poursuivre les études de faisabilité d’exploitation du champ.
Des sources proches du dossier révèlent que BP souhaitait prolonger le contrat afin de mener des études plus approfondies sur la viabilité de l’exploitation du champ. Cependant, le gouvernement mauritanien avait une vision différente, préférant entamer directement les travaux de développement.
Découvert en 2019, le champ gazier BirAllah est estimé à contenir près de 60 Tcf GIIP (Gas Initially In Place), ce qui en fait une ressource importante pour la Mauritanie et une potentielle source de revenus significatifs.

Sahara Médias -
​Le gouvernement mauritanien a signé lundi avec celui de l’Arabie Saoudite à Riad un mémorandum d’entente dans les domaines de l’électricité, l’énergie et l’hydrogène propre.
Ce mémorandum a été signé pour la Mauritanie par le ministre mauritanien du pétrole, des mines et de l’énergie, Nani ould Chrougha et côté saoudien par l’Emir Abdel Aziz Ibn Selmane Ibn Abdel Aziz Al Saoud.
Selon un communiqué du ministère mauritanien de l’énergie cet accord englobe des opportunités de partenariat, le développement de système d’électricité, la coopération dans le domaine de l’hydrogène propre, en plus de l’énergie propre afin d’utiliser les techniques pour l’utilisation des technologies des combustibles fossiles, y compris les technologies pour capter, stocker et utiliser le dioxyde de carbone.
Au cours de la rencontre les deux parties ont évoqué les opportunités d’investissement en Mauritanie dans les domaines de l’énergie.
Selon la même source, le ministre saoudien de l’Energie a ordonné à la société ACWA Power, spécialisée dans les projets d’eau et d’énergie, de communiquer avec le ministère » mauritanien afin d’étudier un projet de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et de l’utiliser pour le dessalement de l’eau.
Le ministre saoudien a demandé à la société d’entamer l’étude du projet d’utilisation du gaz dans le champ GTA destiné au marché local afin de créer un pipeline pour transporter le gaz du point de distribution jusqu’à la zone portuaire de N’Diago, et d’établir une centrale électrique pour produire de l’électricité à partir du gaz.
La signature de ce mémorandum d’entente est intervenue en marge des travaux du forum de Davos organisé par l’Arabie Saoudite sous le thème : « la coopération internationale, la croissance et l’énergie au service du développement ».