Alors que la construction de son projet modèle de conversion du gaz en énergie (GtE) se poursuit, le gouvernement guyanais avance déjà dans la deuxième phase de cette initiative qui pourrait voir une deuxième centrale électrique et une installation de liquides de gaz naturel (LGN) à Wales, West Bank Demerara (WBD).
Dans le cadre de la première phase du projet Gas-to-Energy, une installation intégrée de liquides de gaz naturel et une centrale électrique à cycle combiné de 300 mégawatts (MW) sont en cours de construction au Pays de Galles et utiliseront le gaz riche qui sera acheminé par pipeline depuis les projets Liza Phase I et II dans le bloc Stabroek, au large de la Guyane.
ExxonMobil, l'opérateur du bloc de Stabroek, riche en pétrole, pose 250 kilomètres de pipelines de 12 pouces qui achemineront le gaz vers la terre ferme. Cependant, seulement 40 % de la capacité du pipeline sera utilisée lors de la première phase pour alimenter en gaz la centrale électrique et l'usine de LGN actuelles de Wales, ce qui permettra d'acheminer 50 millions de pieds cubes standard par jour (mmscfd) de gaz sec vers la terre ferme.
Mais avec les pipelines ayant la capacité de pousser jusqu'à 120 mmscfd de gaz, le gouvernement avance maintenant avec la phase deux du projet Gas-to-Energy qui utilisera les 60 pour cent de capacité restants du pipeline et verra 75 millions de pieds cubes par jour (mmcfd) supplémentaires de gaz riche amenés à terre.
Par conséquent, les entreprises qualifiées sont invitées à répondre à une demande de propositions (RFP) pour « concevoir, financer et exploiter » la phase II du projet de conversion du gaz en énergie sur la base d’un contrat d’achat d’électricité (PPA) d’une durée de 20 à 25 ans.
Cette deuxième phase comprend la conception, la construction et l'exploitation d'une centrale électrique à cycle combiné de 250 MW, pour fournir 2 100 gigawattheures d'électricité par an, et vendue à Guyana Power and Light (GPL) Inc. Elle prévoit également la conception, la construction et l'exploitation d'une autre installation NGL pour produire environ 6 000 barils par jour de produits NGL tels que le propane, le butane et l'essence C5+.
En outre, la Phase II comprend également le transfert, sans frais, de l'excédent de « gaz pauvre » estimé à 30 mmcfd, pour une utilisation dans les industries en aval, par exemple la production d'engrais, qui seront situées au Pays de Galles.
Sur la base du document RPF, les projets de la phase II seront situés sur un terrain d'une superficie maximale de 100 acres, immédiatement adjacent à l'installation intégrée existante de 300 MW au Pays de Galles et seront détenus et financés à 100 % par le secteur privé – similaire ou supérieur à la structure de financement du projet de la phase I du projet GtE.
Il a été noté que seules les entreprises (consortiums) jugées expérimentées en matière d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction (EPC) et de financement d'installations comparables seront évaluées. Le gouvernement a également déclaré qu'il avait l'intention de nommer une société de supervision indépendante pour garantir que le projet soit construit conformément aux normes de qualité et aux spécifications du contrat approuvé.
Des détails supplémentaires sont décrits dans le document d'appel d'offres, qui peut être obtenu auprès du secrétaire permanent du cabinet du Premier ministre au prix de 25 000 $.
Les parties intéressées doivent soumettre leurs propositions, qui doivent inclure des projections financières des revenus, des dépenses et des retours sur investissement, avant 14 heures le 14 novembre 2024, à l'Administration nationale des achats et des appels d'offres (NPTAB).
Cette décision d'établir une deuxième centrale électrique au Pays de Galles s'inscrit dans le cadre des efforts du gouvernement du Parti progressiste populaire/Civique (PPP/C) pour assurer la transition vers une énergie propre, réduire les coûts de l'électricité et fournir des sources d'énergie fiables pour l'économie en plein essor du pays.
Dans le bloc Stabroek, quelque 17 000 milliards de pieds cubes de gaz ont déjà été découverts, les puits Pluma et Haimara étant des gisements gaziers avérés. Le gouvernement guyanais cherche à exploiter ce gaz.
En 2019 et 2023, ExxonMobil a foré pour trouver du gaz dans les puits Haimara-1 et 2, avec plus ou moins de succès. Il a récemment été révélé que le programme de forage du géant pétrolier américain pour la Guyane pour cette année et au-delà comprend des plans visant à évaluer plus avant les sites de puits Haimara 3 et 4 afin d'évaluer le potentiel commercial du champ gazier de Haimara.
L’administration PPP/C est déterminée à ce que la Guyane ne puisse pas manquer cette opportunité de monétiser ses ressources gazières.
Ce n'est qu'en juillet que le vice-président, le Dr Bharrat Jagdeo, avait révélé que le deuxième grand projet gazier du gouvernement pourrait être à Berbice, soulignant que le secteur pétrolier et gazier se déplacerait progressivement vers la région de Berbice-Est-Corentyne (Région Six) au cours des prochaines années.
« Peut-être que si la deuxième monétisation du projet gazier se fait à terre, elle se fera à Berbice… parce que c'est l'endroit idéal étant donné que la plupart de nos découvertes de gaz se trouvent dans la région de Haimara et de Pluma », avait-il déclaré.
Le gouvernement a déjà décidé de sélectionner une société énergétique basée aux États-Unis – Fulcrum LNG Inc. – pour travailler dans le cadre d’un accord tripartite avec ExxonMobil et une équipe technique nommée par l’État afin de déterminer la viabilité du développement des ressources gazières du pays.
Toutefois, le vice-président a déclaré lors d'une conférence de presse ultérieure le mois dernier qu'aucun projet n'avait encore été identifié et que les parties devront élaborer une proposition et examiner la viabilité technique et financière de ce projet.
