Ja 2858 du 18 au 241015 dossier petrole & gaz by Régie Difcom

tunisie quand l’union fait la faiblesse jeuneafrique.com

Hebdomadaire international indépendant • 56e année • n° 2858 • du 18 au 24 octobre 2015

dOssier PétrOle et gAz Spécial 10 pages

eCOBAnK Ade Ayeyemi :

« La vraie bataille se joue sur les marchés » Une interview du nouveau directeur général du groupe panafricain

Présidentielle

2015

La Côte d’Ivoire peut-elle (enfin) changer?

exClusif

Il y a cinq ans, les résultats du premier tour de la présidentielle dessinaient la cartographie d’une nation coupée en trois, épousant les fiefs électoraux de Ouattara (RDR), Gbagbo (FPI) et Bédié (PDCI). Voyage à l’intérieur d’un pays qui tente d’oublier ses vieux démons.

Pourquoi Zida accuse Soro

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Dossier

Pétrole et gaz

InfographIe

Un continent toujours plus riche en hydrocarbures

interview

Claudio Descalzi

« ENI est la première compagnie pétrolière en Afrique! » Le patron du mastodonte italien parie plus que jamais sur le continent, où il mise notamment sur la production de gaz. Il appelle également à une entente entre les grands producteurs pour favoriser une nouvelle régulation du marché.

Propos recueillis à Rome par

rand maître opérationnel du géant pétrolier italien ENI (Ente Nazionale Idrocarburi), Claudio Descalzi, 60 ans, connaît déjà le continent comme sa poche. AprèsunpassageenLibye,l’ingénieurmilanais aétépatrondeladivisionexploration et production au Congo, puis au Nigeria, avant de prendre la direction, au début des années 2000, de la région Italie, Afrique et Moyen-Orient, la plus importante du groupe. Nommé en mai 2014 à la tête de la compagnie avec l’approbation de Matteo Renzi, le président du Conseil (l’État italien détient autour de 30 % du capital d’ENI), à la suite de son mentor Paolo Scaroni, ce pur produit maison partage le pouvoir avec la présidente de son conseil d’administration Emma Marcegaglia, proche de Renzi et à la tête de la très puissante Confindustria (la Confédération générale de l’industrie italienne). Plutôt que de recevoir J.A. au siège de la compagnie, au sud de Rome, le dirigeant italien a répondu à nos questions dans son bureau discret mais n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

Christophe Le beC

confortable, installé dans une belle demeure du centre de la Ville Éternelle. jeune afrique : La chute des cours du pétrole a durement frappé votre industrie. Comment se porte eni dans cette conjoncture difficile ? CLauDio DesCaLzi: Heureusement, nous avions

commencé à nous restructurer avant la baisse des prix. ENI s’est véritablement transformé entre 2011 et 2014 pour devenir un groupe pétrolier intégré. Alors que nous fonctionnions comme un conglomérat, organisé en divisions bien distinctes – pétrole, gaz, raffinage et marketing –, nous avons choisi d’abolir les frontières pour créer des synergies entre les divisions. Désormais, notre direction exploration étudie les possibilités à la fois pour le pétrole et pour le gaz. Une seule direction technique développe des solutions pour l’ensemble de nos projets de production, et nous avons rassemblé nos divisions gaz et électricité en une même entité. Nos différents produits raffinés se trouvent tous dans une autre entité. ●●●

p Le PDG au palais du Quirinal, à Rome, en 2014.

Distribution : les traders gagnent du terrain

acquisition

Maurel & Prom : s’unir pour survivre

exploration

Le mirage marocain ?

affaire

Mauvaise passe pour Soco

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Deux décennies d’Afrique 1955 Naît à Milan 1979 Obtient une maîtrise de physique à l’université de Milan 1981 Entre chez Agip, la filiale de distribution d’ENI, comme ingénieur réservoir 1994 Devient directeur général d’ENI Congo 1998 Est nommé vice-président et directeur général de la filiale d’ENI au Nigeria 2002 Dirige la zone géographique Italie, Afrique et Moyen-Orient 2005 Est promu vicedirecteur général d’ENI, division exploration et production 2014 Est nommé PDG d’ENI

stratégie

Dossier Pétrole et gaz

114

Quels ont été les résultats de cette réorganisation ?

●●●

Elle a simplifié notre activité, et nous sommes devenus plus efficaces. Tout d’abord, nous avons réduit nos coûts de structure de quelque 100 millions de dollars [82,2 millions d’euros] l’année dernière. Ensuite, nous avons diminué le coût des projets de 2 milliards de dollars sur la période couverte par notre plan de transformation 20112014. Nos activités de raffinerie et de gaz, qui perdaient de l’argent auparavant, sont revenues au point d’équilibre. Nous étions donc en ordre de marche dès mai 2014, soit près de six mois avant la chute des prix. Le lancement, en début d’année 2015, d’un nouveau plan stratégique qui nous emmènera jusqu’en 2018 renforcera à nouveau notre compétitivité. Que représente actuellement l’Afrique pour votre groupe ?

L’Afrique est notre premier continent de production, avec 1 million de barils par jour et près de 3 millions de barils par jour gérés pour le compte de l’ensemble de nos partenaires. Cela fait de nous la première compagnie du continent ! Pourtant, votre concurrent Total revendique cette position de leader…

En Afrique, ils sont clairement derrière nous, avec environ 800 000 barils par jour. Nos découvertes africaines ont été cruciales ces cinq dernières années : au Mozambique, en Angola, au Ghana, au Gabon, au Congo et en Égypte. Nous y avons renforcé nos positions. D’autre part, nous avons un accès direct aux ressources algériennes et n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

p Sur une plateforme de la compagnie, en Angola.

libyennes depuis l’Italie, grâce à nos gazoducs. Cela rend notre lien avec ces pays encore plus fort. Vous avez annoncé, fin août, une découverte gazière majeure en Égypte dans le champ offshore Zohr, qui renfermerait l’équivalent de 5,5 milliards de barils de pétrole. Que signifie-t-elle pour vous?

ENI en chiffres

84 000 salariés, dont

33 487 11,6 sur le continent

milliards de dollars de résultat opérationnel en 2014 Présent dans 83 pays, dont 16 en Afrique

Cette découverte gazière est la plus importante jamais faite dans la Méditerranée, et la quatrième au monde ces dix dernières années. Être capable de trouver un tel gisement prouve que notre stratégie d’exploration est la bonne. En effet, nous avions décidé de fonder notre développement sur de nouvelles régions, comme au Mozambique, mais aussi autour de zones « mûres », comme l’Égypte, où nous produisons déjà et disposons de bonnes infrastructures,avecdesgazoducsetdesusines.Cela nous a permis de mettre au jour 15 milliards d’équivalents barils en huit ans, ce qui est considérable! ENI est très actif dans le secteur gazier, c’est une priorité pour vous ?

Le gaz est le carburant du futur, car il est plus respectueux de l’environnement et va permettre de faciliter l’accès à l’énergie en Afrique. Ce continent compte seulement pour 3 % de la consommation énergétique mondiale, alors que les Africains représentent plus de 16 % de la population du globe. C’est pourquoi, dans nos projets gaziers africains, nous attachons une grande importance à ce que la production soit destinée en totalité ou en partie à une consommation locale. ENI a également été l’un des premiers à lancer des programmes d’électrification en Égypte et en Libye, mais aussi au Nigeria, au Congo-Brazzaville et au Mozambique. jeune afrique

Nous investissons aussi le secteur des énergies renouvelables avec la construction de champs photovoltaïques au Nigeria et au Congo-Brazzaville. Ces nouveaux projets gaziers sont-ils économiquement viables malgré la chute des cours ?

Dans le cas de l’Égypte, le prix de vente du gaz n’est pas lié à l’évolution des cours du pétrole. En effet, dans ce pays, une grande partie de la production gazière présente et future est et sera destinée à la consommation locale, principalement pour la production d’électricité. Nous négocions donc des contrats avec le gouvernement pour un prix de production stable à long terme, ce qui le rend économiquement viable. Les prix du gaz négociés au Mozambique et au Nigeria sont davantage liés au prix du pétrole, mais ils sont fixes sur une période, ce qui reste une forme de protection contre de trop fortes fluctuations. Vous êtes resté présent en Libye, malgré la situation politique chaotique. Quelle est votre analyse de la situation dans ce pays, en particulier pour votre industrie ?

Nous sommes en Libye depuis les années 1950 et y continuons l’extraction gazière. Le pays a été l’un despremiersàmettreenplacedesloissurlecontenu local et l’obligation de créer des coentreprises dans le secteur pétrolier et gazier. Ce qui nous protège, c’est avant tout que la quasi-totalité de nos employés soient libyens. De plus, nos champs gaziers sont en mer, donc dans des zones sûres. Nous avons rapatrié nos expatriés qui étaient à Tripoli, mais il en reste quelques-uns sur nos plateformes en mer. Qu’en est-il de vos projets gaziers au Mozambique, où les développements semblent se faire attendre?

Nous continuons le développement de notre grandprojetCoral,situésurundenosblocsoffshore, qui vise à la fabrication de gaz naturel sur une barge flottante. Nous prévoyons une décision d’investissement en décembre 2015, avec un démarrage de la production en 2020. Les choses sont plus complexes pour notre projet Mamba, en coentreprise avec la junior américaine Anadarko. Nous devons créer des accords avec des acheteurs internationaux de gaz, et le contexte actuel n’aide pas. Une décision d’investissement sera prise en 2017. Du côté pétrolier cette fois, espérez-vous que l’Angola sera le futur « Brésil africain », compte tenu de leurs géologies proches ?

Nous croyons aux champs présalifères angolais, nous en avons d’ailleurs déjà trouvé sur nos blocs. Certes, l’Angola avait atteint, en 2013, un pic à 2 millions de barils par jour et a légèrement reculé en 2014, mais je suis persuadé qu’il va à nouveau progresser. La partie ouest de notre bloc angolais 15/06 est déjà entrée en exploitation à la fin de l’année 2014. Ce projet doit atteindre ● ● ● jeune afrique

n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

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Dossier Pétrole et gaz ● ● ● prochainement les 100000 barils par jour, et la montéeencadencesepassebien.Nouspoursuivons notre exploration de la partie orientale du même bloc pour trouver du pétrole, mais aussi du gaz.

Certaines compagnies cherchent à renégocier une partie de leurs obligations de contenu local avec les états africains. est-ce le cas d’eNi ?

Que pensez-vous de l’évolution du secteur au sud du sahara ?

Je crois beaucoup au potentiel de l’est du continent. Le Kenya, la Tanzanie et le Mozambique recèlent de véritables opportunités pour des projets gaziers. Ils bénéficient notamment d’une position géographiquement plus proche des principaux clients, désormais asiatiques. Depuis l’émergence de la production de gaz et de pétrole de schiste aux États-Unis et au Canada, plus aucun cargo issu de nos exploitations africaines ne prend la direction de l’Amérique. La côte occidentale reste attractive, mais les coûts de transport vers l’Asie y sont plus élevés que depuis l’est de l’Afrique. Vos gisements pétrolifères africains restent-ils compétitifs en dépit de la baisse des cours ?

Les coûts d’exploitation du continent, en particulier en Afrique de l’Ouest, sont parmi les plus bas de la planète. Sans les projets africains, ENI n’aurait jamais atteint un coût moyen brut de 8 dollars le baril [hors taxes, coûts de structure et de transport] en 2014, et de 7,7 dollars le baril actuellement. Et même si les projets en offshore profond [à plus de 500 mètres sous la surface] en Afrique sont plus coûteux que cela, ils restent encore plus compétitifs que ceux d’Europe du Nord et du golfe du Mexique.

D’ici à trois ans, avec la croissance de la demande, il y aura à nouveau une pénurie.

Quel est l’impact de la conjoncture économique sur vos partenariats avec d’autres compagnies ?

Nous préférons mener notre exploration pétrolière et gazière tous seuls. Nous avons donc peu de coopérations avec des petites compagnies dans ce domaine. Mais nous collaborons avec la plupart des grandes majors du secteur: Shell, Exxon, Total, BP mais aussi Statoil et BG Group. En ce moment, le mot d’ordre est clairement la chasse aux coûts sur tous les projets que nous menons conjointement.

Absolument pas ! Le contenu local est un investissement nécessaire. La promotion de l’emploi et des fournisseurs locaux, ainsi que le transfert de technologies et de compétences sont de justes causes. Certes, elles sont parfois coûteuses, mais elles apportent aux compagnies une plus grande stabilité, notamment quand les pays traversent des difficultés. Nous l’avons bien vu en Libye et en Égypte: pouvoir compter sur des infrastructures et un management locaux nous a permis de dépasser les crises et de tisserdes liens plus forts avecces pays. Quelle est votre analyse de la conjoncture pétrolière mondiale? Vous avez appelé à une « nouvelle régulation » des marchés pétroliers.

Auparavant, nous ne disposions que d’une source principaled’approvisionnementenpétroleetengaz, gérée par l’Opep, elle-même dominée par l’Arabie saoudite. Les pays du Golfe pouvaient faire la pluie et le beau temps sur le marché. Depuis quelques années, nous avons une nouvelle source d’approvisionnement : le gaz et le pétrole de schiste venu des États-Unis et du Canada, dont la production a ajouté près de 1 million de barils par jour ces cinq dernières années. L’Opep ne peut plus réguler les fluctuations des cours du brut. J’ai appelé à une meilleure entente entre les grands producteurs. avez-vous été entendu ?

En janvier, la Russie a souhaité discuter de nouveau avec l’Opep, ce qui est de bon augure. Avec des cours très bas, autour de 50 dollars le baril, les compagnies, contrairement à ENI, diminuent leurs dépenses, gèlent ou annulent des projets. Ce qui signifie que d’ici à trois ans, compte tenu de la croissance de la demande, nous serons à nouveau dans une situation de pénurie, notamment en Asie. En 2017 ou en 2018, nous risquons à nouveau de flirter avec les 90 dollars le baril. Les pics et les crashs des prix pétroliers ne sont bons ni pour les producteurs ni pour les consommateurs. ●

Les « affaires » aLgérie et Nigeria, C’est fiNi ?

nterrogé par J.A., Claudio Descalzi garantit que les suspicions de corruption dont son groupe fait l’objet en Algérie et au Nigeria ne seront bientôt plus qu’un mauvais souvenir. En 2012, le parquet de Milan avait lancé une enquête sur près de 200 millions d’euros de pots-de-vin prétendument versés entre 2007 et 2009 par Saipem, filiale d’ENI à 42,93 %, à des fonctionnaires et politiques algériens. Le même parquet avait mis en cause ENI et ses dirigeants, Claudio Descalzi et n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

son prédécesseur Paolo Scaroni, dans une autre affaire au Nigeria, concernant l’acquisition, en 2011, d’un gisement pour 1,09 milliard de dollars (842 millions d’euros). Dans l’affaire algérienne, le tribunal de Milan a prononcé, le 2 octobre, un non-lieu en faveur d’ENI. Le juge milanais a en revanche renvoyé sa filiale Saipem devant le tribunal, ses anciens dirigeants et un intermédiaire proche de l’ex-ministre algérien de l’Énergie. Le procès doit débuter le 2 décembre.

En Algérie, deux procédures judiciaires pour corruption présumée sont également en cours contre la filiale d’ENI. Saipem, dont les comptes bancaires ont été gelés en Algérie, a contre-attaqué sur le plan judiciaire. La société milanaise a ainsi engagé plusieurs procédures en arbitrage auprès de la Chambre de commerce internationale, à Paris. Elle souhaiterait récupérer près de 1 milliard de dollars au titre des montants dépensés et des C.L.B. dommages et intérêts. ● jeune afrique

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Dossier Pétrole et gaz un continent toujours plus riche en hydrocarbures

Un acteur de poids L’Afrique a produit 8,7 millions de barils par jour en 2014, contre 11,6 et 11,5 millions pour les État-Unis et l’Arabie saoudite

De plus en plus de pays producteurs sur le continent (pétrole et gaz)

Un cours du brut au plus bas

120,00

48,18 dollars 100,00

1990

soit 9,41 % de la demande mondiale

80,00

2010

60,00 Près de 200 billions de mètres cubes produits (estimation IEA 2014)

40,00

2020

janvier 2014

janvier 2015

Un potentiel encore largement sous-exploité Algérie

1,5 billion de pieds cubes exportés en 2014 Fournit environ 8% du gaz consommé par l’Europe

Égypte Le mégagisement de gaz découvert par ENI en août 2015 aura un potentiel de 30 billions de pieds cubes

47%

Ouganda En 2013, les réserves dans le nord du pays étaient estimées à environ 3,5 milliards de barils

Kenya

Ghana En 2014, la production était de 100 000 barils par jour. Elle devrait avoir doublé en 2020

26%

Nigeria En 2014, les exportations de pétrole ont atteint 100 milliards de dollars. La demande intérieure devrait atteindre 3 millions de barils par jour en 2030

Depuis 2012, les explorations ont permis d’identiﬁer un potentiel de

600 millions de barils

Tanzanie Les réserves de gaz sont estimées à 30

billions

Angola Deuxième producteur de pétrole d’Afrique. Ses réserves de gaz sont estimées à environ 9,7 billions de pieds cubes

27%

Mozambique Les réserves de gaz sont estimées entre 150 et 200 billions de pieds cubes

Une consommation de pétrole et de gaz dominée par l’Afrique du Nord Afrique du Nord

n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

Afrique de l’Ouest et Afrique centrale

de pieds cubes

Afrique australe et Afrique de l’Est

jeune afrique

source : standard bank, Iea, Les échos

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Le pipeline un mode de transport plus sûr pour un environnement de plus grande qualité

www.denys.com

Dossier Pétrole et gaz stratégie

Distribution: les traders gagnent du terrain Pour améliorer leurs marges, les grands négociants ont investi le secteur aval. Mais le leader Total et quelques indépendants résistent.

prèslesgéantsENI,Shell, BP et ExxonMobil, c’est le nigérian Oando qui a vendu ses activités dans l’aval pétrolier, en juin. Une fois encore, le principal acquéreur était un leader du négoce, Vitol, allié au fonds d’investissement Helios Investment Partners. La distribution de carburants est ainsi devenue un terrain de jeu privilégié pour les grands traders sur le continent. « C’est Addax Petroleum qui a ouvert la voie en investissant dans le stockage et la distribution au milieudesannées2000.Trafiguralui a emboîté le pas avec sa filiale Puma Energy, qui a racheté les réseaux de BP en 2010, en Afrique australe et en Afrique orientale. Enfin, en 2012, Vitol et Helios ont repris le réseau de Shell dans 16 pays du continent via leur filiale commune Vivo Energy », explique le trader ivoirien Charles Thiemele, d’AOT Trading, basé en Suisse. Pour ce connaisseur du secteur, l’investissement des grands négociants pétroliers dans la distribution est avant tout motivé par des

raisons économiques. « Les bénéfices des traders se sont réduits dans le négoce pur non pas à cause de la baisse de leur marge par baril, qui reste stable, mais du fait d’une concurrence accrue. Car, en cette période de cours très bas du pétrole, le ticket d’entrée dans le secteur s’est sensiblement réduit : on peut acheter des cargaisons de brut à un prix deux fois moins élevé qu’auparavant ! Les traders recherchent donc à étendre leurs activités dans les métiers de la filière pétrolière qui leur sont proches, en particulier dansladistribution»,notel’Ivoirien. D’autant que les perspectives y sont bien plus attrayantes et moins fluctuantes. « La croissance des ventes dans les stations-service est à peu près la même que celle du PIB des pays du continent, qui oscille chaque année entre 4 % et 5 % en Afrique. C’est donc une garantie de croissance de chiffre d’affaires », analyse-t-il. Total, la seule major pétrolière qui ait gardé son activité dans l’aval en Afrique, se réjouit des belles perspectives du secteur. « On se

Des fAst-fooDs pour nourrir Les profits Si l’effet volume joue à plein pour arriver au seuil de rentabilité, les distributeurs diversifient également les services proposés dans les stations-service. « Nous sommes autour de 10 % de notre résultat non lié au carburant. Nous estimons par ailleurs que la présence, dans les stationsTotal, d’une offre de restauration adaptée aux goûts locaux génère aussi 10 % de ventes de carburants en plus », n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

indique Momar Nguer, directeur général Afrique de la division aval de Total, qui s’est lancé dans une série de partenariats pour développer des enseignes de restauration rapide. Il s’est allié avec Sipra pour lancer la chaîne Tweat en Côte d’Ivoire, prévoit de déployer la franchise française La Croissanterie et celle de l’épicerie fine du sud-africainThrup’s dans une centaine de stations

de la nation Arc-en-Ciel. « En 2020, nous voulons que le chiffre d’affaires hors carburants chez Total atteigne les 20 %, ce qui reste toutefois bien en deçà des quelque 50 % en Europe », annonce-t-il. Le même mouvement est aussi enclenché chez Petro Ivoire, qui mise sur des services de lavage et de cafétéria. Mais pour l’heure, les revenus hors carburants sont faibles : entre 1 % et 2 %. ● c.L.B.

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dit qu’on a eu raison de conserver nos stations ! » se félicite Momar Nguer, le directeur général Afrique de la division aval du géant français. « Nous réussissons à atteindre 5 % à 6 % de croissance par an, soit plus que le marché [3 % à 4 %], notamment grâce à la construction de nouvelles stations-service et à nos efforts de marketing », indique ce Sénégalais, qui pilote quelque 4200 stations-service dans 42 pays du continent. Cela représente autour de 18 % du marché et fait de Total le numéro un en Afrique. « Lorsqu’elle est répercutée sur les prix à la pompe, comme c’est le cas au Sénégal, en Côte d’Ivoire et au Kenya, la baisse du prix du baril entraîne même une hausse de la consommation de carburants », ajoute Momar Nguer, même si d’autres marchés comme la RD Congo ou le Cameroun n’ont pas bénéficié d’un ajustement des prix à la pompe. Acteur intégré. Selon le diri-

geant sénégalais de Total, si les autres majors ont abandonné le créneau aux grands traders, ce n’est pas par manque de rentabilité, mais en raison d’une culture de la centralisation. « Chez Total, contrairement à nos grands concurrents, qui privilégient surtout l’exploration et la production, Christophe de Margerie ou son successeur Patrick Pouyanné ont toujours souhaité que nous soyons un acteur intégré présent dans tous les métiers. Nous ne fonctionnons pas en “silo” par secteur d’activité, et laissons une jeune afrique

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 Le nigérian Oando a vendu, en juin, ses activités dans l’aval au géant du négoce Vitol.

grande latitude aux dirigeants de filiales pour adapter leurs stratégies aux réalités locales. » La branche marketing et services de Total, qui représente un résultat opérationnel de 1,25 milliard de dollars (1,1 milliard d’euros), dont 40 % en Afrique, affiche des ambitions majeures, avec un objectif de croissance de ses revenus de 30 % entre 2014 et 2019. « À la différence des groupes de négoce, qui ont une vision plus financière, chez Total, au lieu de confier nos stations à des investisseurs locaux qui ne sont pas du métier, nous privilégions la promotion interne de nos personnels. Les meilleurs peuvent devenir leur propre chef d’entreprise grâce à la formation et à l’argent que nous leur prêtons, qu’ils nous remboursent ensuite sur le résultat de leur activité », affirme Momar Nguer. Reste que pour être rentable dans la distribution de carburants il faut nécessairement du volume, notamment pour optimiser la logistique

d’approvisionnement, ce que font très bien les traders, mais aussi Total. « Avec notre réseau étendu sur toute l’Afrique de l’Ouest, un même bateau transportant des carburantspourTotalpourradécharger ses produits dans plusieurs ports et ainsi achalander à la fois le Sénégal, la Guinée puis la Sierra Leone », indique Momar Nguer. proies idéales. Avec les mul-

tiplesrachatsderéseauxdestationsservice de ces dernières années, la course à la taille critique, donc au volume, fait des réseaux indépendants des proies idéales. Certains d’entre eux veulent pourtant croire qu’ils ont une place dans le jeu, tels Petro Ivoire ou le sénégalais Elton. « La concentration du secteur est déjà bien avancée dans nos pays. En Côte d’Ivoire, les cinq premiers distributeurs représentent déjà 90 % du marché, quand ce n’était que 75 % en 2010 », indique Sébastien Kadio-Morokro, le patron de Petro

pour être rentable, il faut forcément du volume.

Ivoire, qui a repris le réseau Essenci (25 stations-service) en 2014. Pour lui, les acteurs locaux peuvent résister s’ils investissent dans de nouvelles stations. « Chez Petro Ivoire, nous prévoyons d’ouvrir cinq stations chaque année. Avec actuellement 65 stations-service dans le pays, dont la moitié à Abidjan, nous sommes désormais le troisième opérateur du marché, derrière Total et Vivo Energy, mais devant Oryx et Corlay », indique le patron ivoirien, qui anticipe un chiffre d’affaires de 95 milliards de F CFA (144,8 millions d’euros) en 2015. Pour Charles Thiemele, il reste plusieurs pistes de développement pour les indépendants : « Soit ils se régionalisent, et c’est ce qu’a commencé Elton en Afrique de l’Ouest pour augmenter ses volumes, et donc sa rentabilité. Soit ils deviennent des spécialistes pays, mais diversifient leurs activités vers le stockage, ce qu’a commencé Petro Ivoire pour le gaz en Côte d’Ivoire ; ou dans le négoce pétrolier, ce qu’avait fait Oando au Nigeria en son temps », suggère l’Ivoirien. De son côté, Sébastien Kadio-Morokro estime que les politiques africains devraient aussi davantage appuyer les opérateurs locaux. « Nous ne tirons aucun bénéfice du fait d’être un opérateur local, remarque-t-il. Le gouvernement ivoirien pourrait pousser à recourir à des fournisseurs de carburants issus du pays », suggère-t-il. « En Afrique anglophone, la donne est différente », regrette également Charles Thiemele. ● christophe le bec

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Dossier Pétrole et gaz acquisition

Maurel & Prom: s’unir pour survivre La compagnie française a annoncé sa fusion avec MPi au nigeria. Le nouvel ensemble se veut leader européen parmi les juniors pétrolières.

in août, la compagnie pétrolière française Maurel & Prom a annoncé son projet de fusion avec MPI, son ancienne filiale au Nigeria. La firme compte ainsi avoir un meilleur accès aux marchés financiers, réaliser des synergies de coûts ainsi que des économies fiscales. Cette fusion intervient dans un contexte tendu, avec la chute vertigineuse des prix du pétrole depuis l’été 2014 – le baril de brent était sous la barre des 50 dollars (44 euros) début octobre. Mais elle permettra au nouveau groupe de renforcer sa capacité financière et d’offrir un mix produit entre l’huile (prix variable) et le gaz (prix fixe) plus favorable. Le projet doit encore être approuvé par les assemblées générales d’actionnaires des deux sociétés, en décembre. « La fusion-acquisition n’est jamais une solution aux problèmes, mais elle tient bien compte des perspectives, sur le moyen et le long terme, et apprécie les contraintes de court terme. C’est une bonne opération, peu risquée, en dehors de la question des prix mondiaux du pétrole », indique Francis Perrin, analyste pétrolier et rédacteur en chef du magazine Pétrole et Gaz.

Le futur ensemble verra sa position renforcée en Afrique, notamment au Nigeria, pays clé, et en Tanzanie, où la production de gaz a démarré en août. Maurel & Prom, pour sa part, opère déjà au Gabon, au Congo-Brazzaville, en Namibie, au Mozambique et en Tanzanie. Quant à MPI, il est l’un des principaux actionnaires de la compagnie pétrolière nigériane Seplat (21,76 %). Coté à la Bourse de Paris, MPI a entamé son expansion en 2013 grâce à la création de Saint-Aubin Énergie, un véhicule commun d’investissement avec Maurel & Prom. Via Saint-Aubin, qu’il détient à 66,67 %, MPI a par ailleurs fait son entrée au Myanmar (gaz) et au Canada (hydrocarbures conventionnels et non conventionnels) et vient d’être qualifié en tant qu’opérateur en Irak. Le rapprochement entre les deux compagnies devrait également permettre de poursuivre l’exploration en Colombie.

mise en production à court terme. C’est un portefeuille équilibré avec des projets d’exploration et de la mise en production. Et la plupart des actifs sont onshore, non techniques, c’est-à-dire avec des coûts de production assez faibles. Ce qui est très important dans une période de cours pétroliers bas », souligne Francis Perrin. transitoire. Dans une lettre

14,5 M€

C’est l’estimation des économies réalisées grâce à la fusion (sur la base des chiffres de 2014)

diversification. « Dans un envi-

ronnement pétrolier difficile, la diversification géographique est un élément clé du renforcement de la sécurité. Par ailleurs, le portefeuille du futur groupe comprend de bons actifs, notamment au Gabon et en Tanzanie, avec des perspectives de

adressée à ses actionnaires, le 7 octobre, le management de Maurel & Prom explique que la fusion n’est qu’une « réponse transitoire ». L’objectif étant de peser plus lourd dans le secteur, afin de participer en bonne place à sa recomposition et à l’émergence d’un leader européen des sociétés de taille moyenne. Selon le courrier, « les investisseurs privilégient les sociétés de taille critique », la condition pour un meilleur accès aux marchés financiers, pour produire des cash-flows diversifiés, mutualiser les risques et se développer. « Aucune société de la taille de MPI ou de Maurel & Prom, ni même l’entité fusionnée, ne peut aujourd’hui avoir la prétention de le faire seule », note Maurel & Prom, laissant la porte ouverte à d’autres rapprochements. Des arguments qui n’ont pas convaincu tous les actionnaires. Début octobre, deux actionnaires minoritaires, dont le fonds sud-africain Allan Gray, ont affirmé vouloir faire échouer l’opération, estimant que MPI était largement sous-évalué, l’absorption de ce dernier devant être réalisée sur la base d’une action Maurel & Prom contre l’apport de deux actions MPI. ● christelle Marot

des résultats en forte baisse Au premier semestre de 2015, la junior française a enregistré un chiffre d’affaires en baisse de 47 %, à 157,8 millions d’euros. Fin juin, elle accusait une perte de 43,7 millions d’euros (+ 59,3 millions d’euros au premier semestre de 2014). Depuis le début de l’année 2015, le titre Maurel & Prom a chuté de 57 %, touchant un point bas annuel à n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

3,04 euros le 29 septembre, en lien avec la chute massive des cours du brut. L’arrêt de la production au Gabon, en septembre dernier, après une fuite sur un oléoduc, a accéléré le mouvement. La firme française, qui est désormais valorisée à un peu plus de 400 millions d’euros, reste décotée par rapport à ses fonds propres, estimés à environ

900 millions d’euros. Ses réserves seraient de 207 millions de barils équivalents pétrole. De son côté, MPI, elle aussi durement frappée par l’effondrement du prix de l’huile, a enregistré un résultat net de 2,2 millions d’euros à fin juin 2015, contre 55,2 millions à la même c.M. période l’année précédente. ● jeune afrique

124

Dossier Pétrole et gaz Exploration

Le mirage marocain? Les recherches d’hydrocarbures dans le sous-sol chérifien tardent à porter leurs fruits. Pourtant, le royaume continue d’attirer juniors et majors.

nnoncé depuis 2000 par le roi Mohammed VI, le potentiel en hydrocarbures du sous-sol marocain ne tient toujours pas ses promesses, alors que les investissements d’exploration se sont élevés à plus de 21 milliards de dirhams (1,9 milliard d’euros) sur la période allant de 2000 à juin 2015. Ces sommes ont été consenties à 95 % par des entreprises étrangères et à 5 % par l’Office national des hydrocarbures et des mines (Onhym). Même si plusieurs juniors implantées au Maroc, comme l’irlandaise Circle Oil, l’australienne Tangiers Petroleum, l’écossaise Cairn Energy ou encore l’américaine Kosmos Energy, ont connu des forages infructueux, qui se sont soldés par la fermeture de plusieurs puits depuis 2014, les raisons d’espérer restent cependant réelles. En effet, le 29 septembre, la junior irlandaise San Leon Energy et l’Onhym ont détecté du gaz dans le puits Lay-4, situé sur les permis de recherche Tarfaya onshore, dans la région de Laayoune, au sud du Maroc. Les deux partenaires comptent demander de nouveaux permis dans cette zone pour acquérir, traiter et interpréter une étude sismique 3D (technique d’imagerie

des sols), afin d’optimiser l’implantation des travaux futurs. Le sous-sol marocain suscite la convoitise, outre des sociétés juniors, des majors du secteur, à l’instar de la française Total, de la britannique BP et de l’américaine Chevron, laquelle a d’ailleurs procédé cette année à l’acquisition d’une étude sismique 3D pour couvrir 1 780 km2 dans la zone Cap Rihr Deep Offshore, située au large d’Agadir.

95 %

des besoins du Maroc sont couverts par des importations

incitations fiscales. Par ail-

leurs, le 22 septembre, un autre acteur de renom est venu s’ajouter à ces trois majors : le groupe anglo-néerlandais Shell a conclu un contrat de reconnaissance avec l’Onhym portant sur le bloc dénommé Issouka, situé en zone onshore dans le nord-est du pays. « L’accord est prévu pour une durée de douze mois avec une possibilité d’extension, voire de reconversion en licence d’exploration en fonction des résultats obtenus », a affirmé à Jeune Afrique la direction de la communication de Shell pour l’Afrique et le Moyen-Orient, basée à Dubaï. En revanche, aucun détail n’a été divulgué sur les futurs investissements ni sur le nombre d’employés de Shell dépêchés au Maroc.

Au total, 33 groupes étrangers recherchent des hydrocarbures en partenariat avec l’Onhym, qui conserve une part minimale de 25 % dans chaque projet. Depuis 2000, les incitations fiscales contenues dans le code des hydrocarbures pour attirer les investisseurs étrangers sont nombreuses, avec notamment l’exonération de l’impôt sur les sociétés pendant dix ans à compter de la date de mise en production, ou l’absence de droits de douane et de TVA sur les importations d’équipements, de matériaux, de produits et de services nécessaires à l’exploration et à l’exploitation. Si une baisse des investissements sera probablement inévitable cette année – les dépenses se sont élevées à 2,72 milliards de dirhams fin août, contre 7,52 milliards en 2014 et 2,4 milliards en 2013 –, le territoire exploré a atteint 455 000 km fin septembre, en hausse de 28,7 % par rapport à fin 2014. Cette superficie fait l’objet de 118 permis de recherches, de sept autorisations de reconnaissance, de neuf concessions d’exploitation et de quatre mémorandums d’entente sur les schistes bitumineux. Les zones les plus prometteuses comprennent les bassins du Gharb, dans le Nord, et de Meskala, près d’Essaouira. De son côté, l’offshore de l’Atlantique dispose d’un « potentiel pétrolier viable », selon l’Onhym, mais nécessitant « des programmes intensifs de forage ». Dans ce contexte, la production n’est pas pour tout de suite… ● Ryadh benlahRech

Bienvenue à bord et bonne lecture. Retrouvez-nous sur vos compagnies aériennes préférées.

Pétrole et gaz

affaire

Mauvaise passe pour Soco

Accusée de corruption et de violences dans le cadre de ses recherches pétrolières dans le parc national des Virunga, en RD Congo, la compagnie britannique est dans la tourmente.

pinglée dans le documentaire Virunga , produit par Leonardo DiCaprio, et mise en cause par l’ONG Global Witness dans un rapport paru en juin, Soco International vit un passage à vide. La compagnie pétrolière britannique est accusée de corruption et de violences à l’égard des opposants à ses projets d’exploration pétrolière dans le parc national des Virunga, en RD Congo. Des documents écrits (chèques et reçus) publiés par Global Witness montrent que, malgré ses démentis répétés, Soco International aurait versé 42 250 dollars (37 500 euros) entre avril et mai 2014 à un officier de l’armée congolaise, le major Barimba Feruzi, accusé d’avoir intimidé ceux qui s’opposent à l’exploration pétrolière. En réaction, Soco a mandaté Clifford Chance, son propre cabinet d’avocats, pour mener une enquête « indépendante ». Selon celui-ci, les accusations de corruption « sont largement inexactes », bien qu’il ait tout de même trouvé des cas de paiements sans importance allant à l’encontre de la politique du groupe. L’enquête n’a pas jeune afrique

non plus découvert de preuves d’intimidation. Soco, pour sa part, reconnaît avoir été escortée par l’armée congolaise – pour sa sécurité –, mais affirme n’avoir jamais payé les militaires, que ce soit directement ou indirectement. Les conclusions du rapport de Clifford Chance n’ont cependant pas été publiées, et, de son côté, Global Witness récuse l’indépendance du cabinet d’avocats. tests sismiques. Cotée au

London Stock Exchange, Soco International est détenue par des actionnaires physiques à hauteur de 29 % (dont Edward Story, président-directeur général, et Ettore Contini, directeur non exécutif ). Parmi les investisseurs institutionnels, on trouve Chemsa Ltd, EFG Private Bank, BlackRock Investment, Morgan Stanley et Crédit suisse. L’Église anglicane, qui avait également investi dans la compagnie, a annoncé son désengagement en juin pour un montant de 1,6 million de livres (2,2 millions d’euros). L’Église a expliqué que, selon elle, Soco n’avait pas apporté de réponses satisfaisantes après les accusations de corruption et

42250 dollars C’est le montant qu’aurait versé Soco à un officier congolais

de violation de droits humains. Elle reproche également à la société pétrolière de ne pas avoir interrompu ses forages dans le parc des Virunga, violant ainsi le droit international. Interrogé par Jeune Afrique, Soco, qui détient des actifs aussi en Angola, au Congo et au Vietnam, n’a pas souhaité répondre à nos questions. Si l’affaire a fait autant de bruit, c’est notamment parce que le parc des Virunga, qui s’étend sur plus de 790 000 hectares, abrite l’une des dernières populations de gorilles de montagne, une espèce menacée de disparition. Bien que le parc national soit classé au patrimoine mondial de l’humanité par l’Unesco, les autorités congolaises ont octroyé à Soco, en 2010, un contrat de partage de production pétrolière portant sur une concession de 7 500 km2, à cheval sur une partie du parc. Soumis à une forte pression étrangère, Kinshasa a suspendu le permis en 2011, mais la compagnie pétrolière a pu procéder à des tests sismiques à l’intérieur du parc en avril 2014 en vue d’estimer les effets que pourrait avoir une éventuelle exploitation pétrolière sur l’environnement. En juin 2014, après avoir terminé les études, et sous la pression de l’ONG WWF et de l’Unesco, Soco s’est engagé à ne pas faire de forages dans le parc. Mais Global Witness reste sceptique. « Nous aurions dû recevoir les résultats de cette étude sismique à la mi-2015, mais rien n’a été diffusé jusqu’ici », indique Nathaniel Dyer, responsable de campagne pour la RD Congo à Global Witness. Pour faire la lumière sur les pratiques de

le parc abrite l’une des dernières populations de gorilles de montagne, une espèce menacée. Soco International, Global Witness réclame une enquête de la justice du Royaume-Uni et des autorités américaines. Soco aurait notamment violé les lois britanniques anticorruption. ● Christelle marot n O 2858 • du 18 au 24 OctObre 2015

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PETROCI

Holding

Société Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire

PETROCI est une société

d’État créée en Octobre 1975. Ses activités principales sont :

COMMUNIQUÉ

• L’Exploration et la production de pétrole brut et de gaz naturel, • La Commercialisation de gaz butane et de carburant. • Le développement et la gestion d’infrastructures pétrolières, notamment les appontements et lignes, une base logistique et les infrastructures de transport de produits pétroliers. La société est dotée d’un capital social de 20 milliards de francs CFA, soit 40 millions de dollars US et ses chiffres d’affaires cumulés sur la période de 2011- 2013 sont de FCFA 731 257 092 967 soit environ 1 462,514.millions de dollars US*. PETROCI, conformément à son objet social, doit garantir l’approvisionnement de la Côte d’Ivoire en produits pétroliers à bon marché. Pour accomplir cette mission, PETROCI est présente, directement ou par des prises de participations dans des sociétés, dans toute la chaîne du secteur des hydrocarbures.

Depuis

Ainsi, PETROCI est partenaire avec des opérateurs privés dans tous les blocs pétroliers du bassin sédimentaire Ivoirien. Dans ce segment d’activité qui est son cœur de métier, PETROCI joue le rôle de Conseiller Technique du Gouvernement et assure le suivi et la commercialisation de la part de production revenant à l’Etat de Côte d’Ivoire. PETROCI constitue également la locomotive de la politique de butanisation de la Côte d’Ivoire. Dans ce cadre PETROCI a effectué ces dix dernières années des investissements massifs pour accroître les capacités d’emplissage, de stockage et de distribution de gaz butane.

FILIALES UPSTREAM ENERCI MASIRAH OILhOIL

45,45% 36%

Pétroci CI-11

100%

Lion GPL

100%

Pétroci USA

100%

Pétroci International

100%

MIDSTREAM SIR

45,74%

DOWNSTREAM SIFAL

32,14 %

Pétroci Soutes

35 %

SIAP

50%

BILAN Concernant l’exploration pétrolière, nous avons 61 Blocs au Total (54 Blocs Offshore et 07 Blocs Onshore) dont 27 Blocs sont attribués (26 Blocs Offshore et 01 Bloc Onshore), 27 Blocs Libres (21 Blocs Offshore et 06 Blocs Onshore) et 07 Blocs en négociations. Le bassin sédimentaire ivoirien reste ainsi très attractif pour les potentiels investisseurs dans le secteur de la recherche pétrolière.

ATOUTS Notre production actuelle est d’environ 31 000 barils par jour pour

le pétrole brut et 210 000 000 de pieds cubes par jour pour le gaz naturel. Seulement 30 % de notre bassin sédimentaire a été exploré. La plupart des champs en production se situent à des profondeurs d’eau de moins de 200 m. La majorité du bassin qui reste à explorer se situe dans les grandes profondeurs

nous bâtissons une économie pétrolière

LES VALEURS DE PETROCI Excellence, Solidarité, Respect, Professionnalisme, Responsabilité, Intégrité sont les valeurs qui rythment le quotidien des équipes Pétroci solidement formées et hautement qualiﬁées.

ADAMA TOUNGARA,

DANIEL GNANGNI,

Ministre du Pétrole et de l’Énergie.

d’eau. L’ambition du Gouvernement est d’arriver rapidement, par une intensification des activités d’exploration, à des niveaux de production de l’ordre de 200 000 barils par jour pour le pétrole et 300 000 000 de pieds cubes par jour pour le gaz. Environ 70% de notre électricité est produite à partir du gaz naturel extrait de notre sous-sol. L’approvisionnement de certaines industries en gaz naturel contribue à la réduction de leurs factures énergétiques et à l’accroissement de leur compétitivité.

PERSPECTIVES Poursuivre la mise en œuvre des grandes résolutions du séminaire de Yamoussoukro initié par le Ministère du Pétrole et de l’Énergie en 2011 : • AU NIVEAU DE L’EXPLORATION ET DE LA PRODUCTION :

- amplifier la promotion du bassin sédimentaire de manière à attirer des Majors dans notre pays ; - intensifier l’exploration en vue d’augmenter de manière significative la production ; - prendre des dispositions pour développer rapidement les découvertes récentes. • AU NIVEAU DE LA COMMERCIALISATION DES PRODUITS PÉTROLIERS :

- augmenter les capacités de stockage afin de rapprocher

Directeur Général de PETROCI.

CHIFFRE D’AFFAIRES en HT et en Milliards de FCFA

2011 243 107 362 257

soit 486 214 724,51 Dollars US*

2012 221 672 661 667

soit 443 345 323,33 Dollars US*

2013 266 477 069 043

soit 532 954 138,09 Dollars US* (*) 1 USD = 500 FCFA

le produit butane des consommateurs et couvrir la totalité des besoins du pays ; - acquérir des moyens logistiques appropriés, notamment pour le transport maritime des produits pétroliers ; il faut étendre le réseau et consolider la gestion des stations-service. • AU NIVEAU DES INFRASTRUCTURES :

- étendre et densifier le réseau de distribution de gaz naturel et construire des terminaux de stockage de produits pétroliers, à Abidjan et à l’intention des marketeurs opérant dans la sous-région ; - achever la réalisation du pipeline multi-produit qui part d’Abidjan jusqu’à Bouaké, et le prolonger jusqu’aux pays limitrophes au Nord de la Côte d’Ivoire. ■

DÉCOUVERTES Décembre 1974 • Découverte du premier gisement d’hydrocarbures, offshore, dénommé Bélier. 1978-1979 • PETROCI fore ses premiers puits onshore : Attoutou, Tiémé et Grand-Lahou. 1979 • Découverte du champ « Espoir » au large de Jacqueville par le groupe PPCO, AGIP, SEDCO et PETROCI. 1981 • Découverte du champ gazier Foxtrot dans le bloc B1. 1988 • Pétroci fore son 1er puits offshore (Gazelle 1) dans le bloc APE 2. 1990 • Pétroci fore son second puits en offshore dans le bloc B1 pour la confirmation du champ gazier Foxtrot. 28 Avril 1995 • Mise en production du champ « Lion ». Mai-Juin 1999 • Mise en production du champ de gaz « Foxtrot ». 2001 • Découverte du premier champ en offshore profond dénommé Baobab. 06 mars 2002 • Mise en production du champ Espoir Est. Août 2005 • Mise en production du champ Baobab.

DÉCOUVERTES RÉCENTES Blocs

Puits

CI-401 Indépendance-1X

Opérateur LUKOIL

Années de découverte 2011

CI-103

Paon-1X

ANANDARKO

2012

CI-100

Ivoire-1X

TOTAL

2013

CI-514

Saphir-1XB

TOTAL

2014

www.petroci.ci

FORTE, INTÉGRÉE ET DIVERSIFIÉE

14, bd Carde. BP V 194 Abidjan. Tél. : (225) 20202500. Fax : (225) 20216824.