DÉCEMBRE 2021
GABON 2023, C’EST DÉJÀ DEMAIN
SPÉCIAL 30 PAGES
NO 3107 – DÉCEMBRE 2021
www.jeuneafrique.com
RD CONGO Tshisekedi compte ses forces MAROC-UE Le grand reset ?
Covid-19, crise économique, coups d’État… L’année qui s’achève n’incite guère à l’optimisme. Pourtant, de bonnes nouvelles émergent grâce à la détermination de quelques-uns, qui se battent pour une Afrique plus moderne, plus juste, innovante et fière d’elle-même. Portraits de ces pionniers qui, chacun dans son domaine, tirent le continent vers le haut.
Édition IA
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SPÉCIAL 20 PAGES
Algérie 420 DA • Allemagne 9 € • Belgique 9 € Canada 12,99 $CAN • Espagne 9 € • France 7,90 € Grèce 9 € • DOM 9 € • Italie 9 € • Maroc 50 MAD Mauritanie 200 MRU • Pays-Bas 9,20 € • Portugal 9 € RD Congo 10 USD • Suisse 15 CHF • Tunisie 8 TDN TOM 1 000 XPF • Zone CFA 4 800 F CFA • ISSN 1950-1285
UNE AUTRE IDÉE DE L’AFRIQUE
M 01936 - 3107 - F: 7,90 E - RD
JEUNE AFRIQUE N O 3 1 07
CÔTE D’IVOIRE Pourquoi Laurent Gbagbo redescend dans l’arène
Focus Pétrole & gaz ÉNERGIES RENOUVELABLES
Les géants des hydrocarbures avancent à petits pas Malgré les ambitions affichées de réduire leurs émissions de CO2, les majors n’ont pas lancé en Afrique autant de projets dans le solaire, l’éolien ou l’hydrogène que sur les autres continents. ENI et Total se mettent toutefois en ordre de marche. CHRISTELLE MAROT
T
ransition énergétique oblige, les géants de l’or noir investissent dans les renouvelables en Europe, en Amérique du Nord et en Asie, multipliant les acquisitions, les coentreprises et les partenariats dans le solaire, l’éolien ou encore l’hydrogène. En janvier dernier, TotalEnergies a notamment pris 20 % du capital de l’indien Adani Green Energy, l’un des premiers développeurs de projets solaires du monde avec un portefeuille de 15 GW, une opération de 2,5 milliards de dollars. De son côté, Lightsource Renewable Energy, la branche des renouvelables de BP, est devenu le plus grand développeur solaire en Europe avec des centrales en Espagne, au Portugal, au Royaume-Uni, en Italie, en Pologne et des projets en Grèce et en Australie. Il vise les 25 GW d’énergie solaire à l’horizon 2025 et a également de grandes ambitions en Amérique du Nord. Et l’Afrique dans tout ça? Pas grandchose pour l’instant. En dépit d’un potentiel solaire incontesté au Maghreb et en Afrique australe et malgré les possibilités offertes par l’éolien en Afrique du Nord et en Afrique de l’Est, les investissements des majors restent limités.
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Sur le continent, les géants occidentaux préfèrent se concentrer sur l’augmentation de la part gazière de leur production. « En Afrique, les investissements actuels des majors, quasiment tous dans le solaire, ne dépassent pas 200 mégawatts au total par pays. Chacun des projets tourne en général autour de 10-20 MW, et ils sont implantés là où les groupes sont déjà actifs », indique Roderick Bruce, directeur associé en recherche et analyse à la division pétrole et gaz Afrique d’IHS Markit.
Le continent représentait 2 % de la capacité mondiale d’énergies renouvelables installées en 2020. « Les grands groupes européens investissent dans l’éolien offshore en Europe, mais nous ne voyons pas beaucoup d’investissements dans les nouvelles énergies en Afrique », explique Simon Nicholas, analyste énergie à l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA).
« Leurs représentants se plaisent à mettre des photos d’installations éoliennes et solaires sur les couvertures de leurs publications. Mais dans les faits ils continuent de s’engager largement en faveur des combustibles fossiles et soutiennent que le gaz naturel est un carburant de transition, alors qu’il fait justement partie des problèmes discutés à la COP26 », regrette le même interlocuteur.
Timide et opportuniste
Sur le continent, le mouvement est en effet timide et opportuniste, au coup par coup. Il n’est pas favorisé par des contraintes réglementaires pesant sur les industriels et énergéticiens, comme dans l’Union européenne, qui entend réduire ses émissions de CO2 de 55 % d’ici à 2030. Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (Irena), l’Afrique représentait 2 % seulement de la capacité mondiale d’énergies renouvelables installées en 2020, à comparer aux 46 % de l’Asie, aux 21,7 % de l’Europe et aux 15 % de l’Amérique du Nord. Quant à la production africaine, elle n’a été que de 171 405 GWh en 2019, soit 2,46 % d’une production mondiale établie à 6,96 millions de GWh cette année-là.
REUTERS
En dehors de rares projets, les majors n’ont pas de fermes solaires sur le continent, lesquelles sont développées par d’autres acteurs. Ici, au Zimbabwe. JEUNE AFRIQUE – N° 3107 – DECEMBRE 2021
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MAD MEN STUDIO/ENI
FOCUS PÉTROLE & GAZ
Semis de ricin, pour la production de biocarburant, projet d’ENI au Congo-Brazaville.
Derrière cette faible présence dans les renouvelables africains, il y a notamment la prudence des majors sur les questions de rentabilité et de sécurité de leurs investissements. Les géants extractifs et leurs avocats se montrent tatillons quand il s’agit de signer un contrat de vente d’électricité avec les gouvernements locaux et sociétés nationales dont elles craignent les impayés. La complexité des montages publics-privés pour financer, exploiter et partager les risques allonge les négociations, tout comme le manque d’infrastructures réseaux et hors réseaux et l’absence de cadres réglementaires adéquats.
Logique de décarbonation
Les majors privilégient actuellement une logique de décarbonation de leurs activités extractives, en optimisant la dimension environnementale de leurs projets gaziers et pétroliers – c’est ce que dit faire TotalEnergies en Ouganda – ou en lançant des programmes de compensation carbone, tel celui de reforestation au CongoBrazzaville, également entamé par le groupe français. De son côté, ENI favorise la production de biocarburants (lire p. 188). Dans le même temps, les compagnies pétrolières nationales africaines ont jusqu’à présent des
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objectifs modestes voire inexistants concernant les énergies renouvelables. En la matière, elles restent dépendantes des flux de financements publics internationaux. En 2019, ces flux se sont établis à 5,6 milliards de dollars pour l’Afrique, soit un tiers des 17,37 milliards fléchés en
Pour ENI, la Tunisie et l’Algérie ont également le potentiel pour devenir de grands producteurs d’hydrogène vert. faveur des énergies renouvelables au niveau mondial, indique l’Irena dans son dernier rapport. C’est extrêmement peu en comparaison des investissements dans l’extractif, puisque le projet Mozambique GNL, mené par TotalEnergies, est au moins deux fois plus coûteux à lui tout seul… Dans ce contexte, certaines majors tentent toutefois de se mettre en ordre de marche, en créant des filières spécialisées dans ces sources d’énergies « propres » ou en concluant des partenariats avec les compagnies nationales qui souhaitent monter en
compétence sur le sujet. Le plus actif en la matière est le groupe pétrolier et gazier italien ENI, qui s’engage directement au capital de projets solaires à hauteur de 50 %. Son plus gros investissement, la centrale photovoltaïque de Ouargla, d’une capacité de 10 MW, se situe dans le Sahara algérien au niveau du champ Bir Rebaa North (BRN). L’installation solaire est développée et exploitée en partenariat avec la compagnie nationale de pétrole et gaz Sonatrach. Inaugurée en juillet 2019, la centrale fournit 15 % de l’électricité nécessaire au fonctionnement du centre de traitement des hydrocarbures de BRN (environ 20 GWh par an), exploité par ENI, jadis électrifié par le réseau national fonctionnant surtout au fioul. Elle permettra de réduire de 260 000 tonnes les émissions de CO2 au cours des vingt-cinq prochaines années. ENI et Sonatrach ont également conclu un accord pour construire en Algérie un laboratoire de recherche avancée sur les technologies solaires et hybrides. Les deux groupes entendent étendre leur coopération à une joint-venture pleinement tournée vers le secteur des énergies renouvelables en Algérie. Le géant italien piloté par Claudio Descalzi est également actif en Tunisie, où il a ouvert deux autres centrales solaires (de 5 et de 10 MW de capacité) dans le gouvernorat de Tataouine, dans le sud du pays, construites et exploitées en partenariat avec l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (Etap). Un accord a été passé avec la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg) pour le rachat de l’électricité produite, ce qui devrait permettre d’éviter l’émission de 422500 tonnes de CO2 sur vingt-cinq ans. Pour ENI, la Tunisie et l’Algérie ont également le potentiel pour devenir de grands producteurs d’hydrogène vert (fabriqué grâce à l’électricité issue des énergies renouvelables). Enfin en Angola, plus récemment, ENI a formé une joint-venture à parts égales avec Sonangol, appelée Solenova, pour construire et exploiter la centrale solaire de Caraculo d’une capacité de 50 MW dans la province de Namibe, qui sera connectée au
ASSALA ENERGY, ENGAGÉE POUR L’AVENIR DU SECTEUR DE L’ÉNERGIE DU GABON Plus de 20 nouveaux puits forés et 70 reprises de puits depuis 2018 Ratio de remplacement organique des réserves de plus de 150 % depuis 2018 Assala Gabon : plus de 500 emplois directs et 2000 emplois indirects
FOCUS PÉTROLE & GAZ réseau électrique angolais, permettant de fournir 20 GWh par an. Sa mise en service est prévue d’ici à la fin de 2022. Côté français, TotalEnergies, dirigé par Patrick Pouyanné, maintient des ambitions et une présence réduites en Afrique, contrastant avec son objectif de figurer dans le top 5 mondial des producteurs d’énergies renouvelables. « Nous sommes en train de finaliser le recrutement d’un responsable d’exploration des renouvelables pour chacune de nos 45 filiales, indique Henri-Max Ndong Nzue, patron Afrique de TotalEnergies E&P. Les compagnies nationales, telles Sonangol en Angola et NNPC au Nigeria, sont devenues très demandeuses d’une coopération avec nous. » Pour l’instant, les ambitions du français semblent exclusivement solaires et centrées sur l’Afrique du Sud, le Burkina Faso, l’Ouganda, l’Égypte et depuis peu l’Angola, via deux
véhicules :leconstructeursolaireaméricain SunPower Corp que le groupe français détient à 51,6 % et TotalEren, producteur indépendant d’électricité, dont il est actionnaire à 30 %.
Ferme solaire
Via SunPower et en partenariat avec l’entreprise sud-africaine Mulilo Renewable Energy, TotalEnergies construit et exploite depuis 2016 l’une des plus grandes centrales solaires photovoltaïques au sol d’Afrique, sur 200 hectares, d’une puissance de 86 MW, installée à Prieska dans la province sud-africaine du Cap Nord. L’électricité produite à Prieska est injectée dans le réseau pour alimenter 75 000 foyers dans la nation Arc-en-ciel. De son côté, TotalEren possède 150 MW de capacité installé sur le continent, à travers des centrales solaires photovoltaïques en exploitation en Égypte (126 MW au sein du méga-complexe solaire de Benban,
qui doit totaliser à terme près de 1800 MW), au Burkina Faso (15 MW à destination de la mine d’or d’Iamgold Essakane) et en Ouganda (10 MW pour approvisionner le réseau et les zones rurales). En Angola, TotalEren vient de signer en octobre 2021 un partenariat stratégique avec Sonangol (30 %) et Greentech (19 %) pour développer la ferme solaire de Quilemba (35 MW) dans la province de Huila, qui alimentera le réseau électrique dans le sud du pays. Enfin, pour les deux autres majors actives en Afrique, Shell et BP, le sujet des renouvelables n’est clairement pas une priorité. Royal Dutch Shell est aux abonnés absents, et Lightsource BP affiche une présence très limitée sur le continent africain, en Égypte seulement, à travers un partenariat stratégique conclu avec Hassan Allam Utilities pour développer et exploiter 50 MW d’actifs solaires au cœur également du complexe de Benban.
Compensation carbone ENI mise sur les biocarburants Pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre, le géant italien place au cœur de sa stratégie la production de biodiesel et de bioéthanol à partir de déchets. Après avoir scellé des accords avec le Congo-Brazaville, l’Angola et le Kenya, ENI vise le Rwanda et le Bénin.
«
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ans la stratégie d’ENI pour atteindre la décarbonation complète de ses produits et processus d’ici à 2050, les biocarburants jouent un rôle clé. Les accords récemment signés avec le Kenya, l’Angola et la République du Congo pour le développement du secteur des agro-biocarburants, ainsi que les récentes visites d’octobre et de novembre 2021 de notre PDG Claudio Descalzi pour discuter des collaborations possibles en la matière – et plus largement ayant trait à la transition énergétique – avec les présidents de Côte d’Ivoire, du Bénin, du Rwanda et du Mozambique en sont le témoignage », fait valoir Domenico Spina, l’un des porte-parole du groupe italien. Au Kenya, par exemple, ENI a pour projet de convertir la raffinerie de
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Mombasa en une bioraffinerie délivrant 250 000 tonnes de biodiesel et de carburants durables pour l’aviation par an. Bioraffinerie qui sera alimentée par des huiles végétales tirées de cultures locales et d’huile de cuisson usagée.
Rejets agricoles de la filière coton
Le groupe piloté depuis Milan étudie également la faisabilité de développer une usine de bioéthanol de deuxième génération qui utiliserait les déchets agricoles et les convertirait en bioéthanol pouvant être mélangé à de l’essence pour améliorer les performances et la qualité du carburant. Le Kenya importe actuellement de 1,5 à 2 millions de tonnes d’essence par an. La production locale de bioéthanol contribuerait à la
décarbonation du secteur des transports. L’objectif serait de développer une usine produisant 50 kilotonnes de bioéthanol par an. Dans les pays francophones, c’est au Bénin, où le groupe italien n’est pourtant pas présent, qu’il entrevoit les développements les plus fructueux en la matière, en fabriquant des biocarburants à partir des rejets agricoles de la filière cotonnière, très développée dans ce pays. Pour aller dans ce sens, ENI a par ailleurs conclu fin septembre un partenariat avec l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (Irena) afin de promouvoir l’intégration du continent dans la chaîne de valeur des biocarburants avancés à travers l’agrobusiness et le développement industriel. Christelle Marot
COMMUNIQUÉ
ENTRETIEN
Le Mali est connu pour ses hauts fourneaux traditionnels et ses fonderies d’or et, depuis récemment, son gaz avec l’hydrogène. Hydroma, à l’origine de cette découverte, est devenue un acteur incontournable dans l’exploration et exploitation d’hydrogène naturel dans le monde. Pouvez-vous nous en dire plus ?
Tout a commencé en 2006 dans une petite bourgade située à 60 km de la capitale malienne, Bamako, dans le cercle de Kati, où HYDROMA a obtenu un permis de recherche de 43174 km². Nos travaux visaient initialement à identifier des hydrocarbures, mais dans le cadre de nos recherches avec des campagnes de passive sismique, des levées aéroportées, des travaux de géochimie, de géophysique, et plus d’une vingtaine de forages shallows et profonds, nous sommes arrivés à une conclusion inattendue : l’hydrogène naturel existe bel et bien, et le Mali dispose de l’un des gisements d’hydrogène naturel les plus importants de la planète.
Aliou Diallo PRÉSIDENT D’HYDROMA INC.
L’hydrogène naturel et vert peuvent contribuer de manière décisive à la transition énergétique du continent africain
Nos différents travaux géologiques et tests nous ont prouvé que cet hydrogène naturel est immédiatement exploitable, à des fins industrielles. Ainsi, depuis 2012, nous avons réussi un premier exploit mondial en produisant de l’électricité avec de l’hydrogène naturel, sans émission de CO2, via une unité pilote non commerciale, approvisionnant le village de Bourakébougou.
Que représente l’hydrogène naturel et vert pour l’industrie Gazière et Pétrolière ?
En 2020, la production mondiale d’hydrogène représentait ~90 millions de tonnes d’hydrogène. Cet hydrogène est produit majoritairement à partir d’énergies fossiles et principalement par vaporéformage de gaz naturel. Il y a donc une forte dépendance entre le marché actuel de l’hydrogène et l’industrie gazière. Mais ce processus émet beaucoup de CO2 aujourd’hui. C’est pourquoi l’un des enjeux clés du développement d’une filière hydrogène décarbonée mondiale est de réduire les émissions de ce secteur en produisant de l’hydrogène vert et naturel à la place.
Quelle opportunité est-ce que cela représente pour la transition énergétique du pays et du continent ? Comment pensez-vous y contribuer ?
Il existe néanmoins une forte complémentarité entre les deux car l’hydrogène renouvelable reste un gaz, mais il permet de changer de paradigme d’un point de vue environnemental. L’hydrogène renouvelable peut déjà directement, sous sa forme gazière, ou indirectement, sous forme de méthane de synthèse, être injecté dans le réseau de gaz naturel existant. Ce qui permet de valoriser le réseau d’infrastructure de transport et distribution existant, tout en décarbonnant l’industrie gazière.
La problématique du réchauffement climatique et la perspective de l’épuisement des ressources pétrolières ouvre la voie à un avenir florissant pour l’hydrogène qu’il soit naturel ou vert. Désormais, l’hydrogène bas carbone est reconnu dans le monde comme une solution clef pour la transition énergétique en réduisant les émissions carbone de plusieurs industries jusqu’alors difficiles à décarbonner tels de la chimie, la raffinerie et la mobilité lourde.
Par ailleurs, vis à vis du pétrole, l’hydrogène est aujourd’hui un ingrédient clé dans le processus de raffinage et le passage à l’hydrogène décarboné permet de réduire les émissions de ce secteur également. Et puis par rapport à l’hydrogène naturel, il y a également de forts enjeux de valorisation du savoir techniques du secteur gazier et pétrolier car on reste sur de l’exploration et de l’exploitation d’un gaz, mais un gaz vertueux sans impact environnemental.
Aujourd’hui, HYDROMA porte une initiative transformatrice accélératrice du développement durable et de la transition énergétique inscrivant l’hydrogène dans le mix énergétique
L’hydrogène vert et naturel représentent ainsi une grande opportunité pour le secteur gazier de s’adapter à la réalité climatique du 21ème siècle et accélérer la transition énergétique
HYDROMA - 1 place Ville-Marie, Montréal (Québec) H3B 4M4 - Tél. : (+1) 514 871-1522 - Fax : (+1) 514 871-8977 - Contact : info@hydroma.ca - www.hydroma.ca
JAMG/DF - PHOTO : DR.
Le Mali dispose d’un sous-sol extrêmement riche avec plusieurs ressources, dont l’or, le fer, la bauxite, le calcaire, le phosphate et désormais le gaz avec notre récente découverte d’hydrogène.
africain. Le « West African Big Green Deal » repose sur deux volets : l’hydrogène naturel dit « blanc » et l’hydrogène par électrolyse de l’eau avec de l’électricité renouvelable dit « vert ». HYDROMA a ainsi constitué des filiales dans plusieurs pays africains pour être l’un des futurs grands leaders mondiaux du secteur des énergies renouvelables. HYDROMA contribue également au développement des usages locaux Ouest Africains d’hydrogène vert et naturel pour la mobilité lourde et légère zéro émission, la production d’ammoniaque bas carbone, l’électrification rurale et urbaine, la réduction des émissions des secteurs miniers et agricoles, ainsi que l’export massif vers l’Allemagne et l’Europe.
FOCUS PÉTROLE & GAZ
LIBYE
Mustafa Sanalla, l’indéboulonnable patron À la tête de la compagnie pétrolière nationale depuis 2014, il est un interlocuteur privilégié à Tripoli et à l’étranger. On lui doit la renaissance de l’extraction de l’or noir, manne financière cruciale pour le pays. N’en déplaise à son ministre de tutelle, Mohamed Aoun, avec qui la guerre est ouverte.
SARAH VERNHES
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JOE KLAMAR/AFP
À
deux reprises en moins de trois mois, le ministre des Hydrocarbures a voulu sa peau. Les deux fois, il a échoué. Le 18 octobre, Mohamed Aoun a demandé que Mustafa Sanalla soit démis de ses fonctions de président de la National Oil Corporation (NOC) ainsi que l’ouverture d’une enquête administrative, l’accusant de n’avoir pas demandé les autorisations nécessaires auprès de son ministère avant d’entreprendre des négociations contractuelles. Le ministre de tutelle de la compagnie pétrolière avait déjà réclamé sa suspension le 29 août, lui reprochant de voyager à l’étranger sans l’en informer. Mais cette guerre ouverte entre les deux hommes n’ébranle toujours pas la position de Mustafa Sanalla, 60 ans, ingénieur chimiste expérimenté qui a fait toutes ses classes à la NOC, où il est entré en 1985, avant d’en prendre les manettes en 2014. Jadis patron de la raffinerie de Ra’s Lanuf (sur la côte), il a fait du renouveau pétrolier son leitmotiv, sachant composer habilement avec les différentes factions politiques et tribales du pays pour assurer la poursuite de l’extraction du brut et du gaz. Respecté par les troupes opérationnelles de la NOC, il conserve aussi le précieux soutien du Premier ministre du Gouvernement d’union nationale (GUN), Abdulhamid Dabaiba. Ce dernier arbitre le conflit
Arrivant à la 177e réunion de l’Opep, à Vienne, en Autriche, le 5 décembre 2019.
La NOC ambitionne de doubler ses volumes pour atteindre 2,1 millions de barils par jour en 2022. entre son ministre et Mustafa Sanalla de manière à garder un ascendant sur les opérations de la NOC, principale pourvoyeuse des finances du pays. Après la révolution qui a mené à la chute de Mouammar Kadhafi, en 2011, le secteur pétrolier était
quasiment à l’arrêt. Aujourd’hui, il renaît de ses cendres et représente autour de 65 % du PIB. Sanalla y est pour beaucoup.
Encore et toujours sur le pont
Pour cette raison, le patron de la NOC bénéficie également de l’écoute des chancelleries européennes et américaine, et reste l’interlocuteur privilégié des patrons des principales sociétés pétrolières actives en Libye, notamment du français TotalEnergies, de l’italien ENI, et de l’espagnol Repsol. En dépit de blocages récurrents des infrastructures pétrolières – du
FOCUS PÉTROLE & GAZ fait des mécontentements de factions politico-militaires ou bien de grèves des salariés – et de leur vieillissement, la production s’est maintenue en moyenne à 1,2 million de barils par jour (b/j) depuis le début de l’année. Dans la perspective d’une réunification du pays et du maintien du cessez-le-feu entre les camps de l’Ouest et de l’Est libyen, la NOC ambitionne de doubler ses volumes pour atteindre 2,1 millions de b/j en 2022. Ce ne sera pas une mince affaire. Le 27 octobre, la NOC annonçait une fuite sur les installations menant au port d’Es-Sidra, entraînant une réduction de sa production de 200000 b/j. Sur une dizaine de jours, temps que devrait prendre la réparation, cet incident pourrait faire perdre près de 177 millions de dollars. Mustafa Sanalla et ses équipes sont encore et toujours sur le pont.
LA STRATÉGIE POUR RELANCER LA PRODUCTION La priorité de la NOC est la relance de l’exploitation des champs – stoppée en raison des conflits – grâce au retour des investisseurs étrangers. La compagnie nationale a ainsi annoncé, le 15 octobre, la reprise des opérations de forage du puits no B82 par le pétrolier russe Tatnef à Hamada, dans le bassin Ghadamès (dans l’Ouest). Ce groupe avait signé un contrat d’exploration et de production en 2007. Le retour de cette compagnie a un aspect politique, alors que Moscou est l’un des soutiens, dans l’Est, de Khalifa Haftar, chef de l’autoproclamée Armée nationale libyenne. Mustafa Sanalla compte aussi sur la réhabilitation du champ pétrolier d’Al Mabrouk (à 100 km de Syrte), exploité par TotalEnergies, qui pourrait produire jusqu’à 40 000 barils par jour mais qui n’a jamais atteint ces volumes à cause de la situation sécuritaire. Il est aussi prévu le développement de gisements de gaz à la fois onshore et offshore, notamment au niveau des concessions Hamada NC7, Atshan NC200 et du champ gazier d’Aroos Al-Bahar (au large et à terre, près de Syrte). Enfin, la NOC a ressorti des cartons le projet de raffinerie dans le Sud libyen. La construction de ce complexe, d’abord annoncée dans les années 1980 et qui nécessite plus de 500 millions de dollars, permettrait de répondre aux besoins de la région, fortement touchée par les pénuries d’essence. La raffinerie devrait produire 3 millions de litres de carburants par jour. Sarah Vernhes
FOCUS PÉTROLE & GAZ
EXPLORATION
Ce que la découverte d’ENI change pour Abidjan La major italienne souhaite commencer dès 2023 l’exploitation du gisement Baleine, qu’elle a identifié il y a seulement trois mois. Elle entend s’appuyer sur son expérience ghanéenne et les bonnes infrastructures ivoiriennes déjà existantes.
CHRISTOPHE LE BEC
L
a mise au jour au début de septembre 2021, par le géant italien des hydrocarbures ENI, du gisement offshore Baleine, au large d’Assinie (voir carte), qui recèlerait 1,5 à 2 milliards de barils de brut ainsi que près de 2 Tcf (2 milliers de milliards de pieds cubes) de gaz, a propulsé la Côte d’Ivoire dans la cour des grands. À l’Africa Oil Week, qui rassemblait à Dubaï, au début de novembre, les
professionnels du secteur, il suffisait de voir l’affluence à la présentation de la délégation ivoirienne, emmenée par le ministre Thomas Camara, pour se rendre compte de ce net regain d’intérêt pour les blocs offshore du pays, dont seulement 15 ont été attribués et 32 sont encore disponibles (3 sont en cours de négociation). Lors des éditions précédentes, l’assistance au showcase ivoirien était plus clairsemée. Le pays, considéré comme une zone « frontière », c’est-à-dire
peu explorée par les pétroliers, intéressait les géologues pour sa proximité avec le Ghana, où les grandes découvertes ouest-africaines hors Nigeria ont été faites, notamment celle du gisement Jubilee, en 2007.
Collaboration fluide
À l’Africa Oil Week, la présentation de Sergio Laura – le représentant d’ENI à Abidjan, explorateur chevronné, actif dans le pays depuis cinq ans et fin connaisseur du Ghana
Des blocs offshore ivoiriens encore peu explorés GHANA
CÔTE D'IVOIRE
LIBERIA
CI-703
CI-713
CI-704
CI-707
CI-503
CI-102
CI-24
CI-531
CI-705
CI-800 CI-801
1000 m CI-709
CI-526
CI-522
Assinie
CI-103
CI-706
CI-708
CI-521
CI-520
CI-12
San Pedro
CI-702
CI-518
Abidjan
CI-302
CI-301
2000 m
CI-710
CI-701
N
CI-803
CI-700
3000 m CI-601
CI-602
CI-603
CI-604
50 km
CI-605
CI-600
4000 m
Blocs d’ENI 192
Gisement Baleine, découvert par ENI Principaux gisements exploités et projets : Foxtrot International Tullow Oil Canadian Natural
JEUNE AFRIQUE – N° 3107 – DECEMBRE 2021
SOURCES : ENI / PETROCI
CI-519
FOCUS PÉTROLE & GAZ – était le point d’orgue des diverses interventions mettant en avant les perspectives en Côte d’Ivoire. Ce Génois d’origine n’a foré qu’un seul puits en Côte d’Ivoire, sur le bloc CI-101 (d’une superficie de 360 km²), attribué à ENI, pour découvrir le gisement Baleine. Il a expliqué la stratégie de développement fast track, qui vise à faire entrer en production le nouveau gisement dès le milieu de 2023. « Deux forages complémentaires sont prévus, l’un en 2022, l’autre en 2023, qui pourraient révéler des réserves encore plus importantes », a-t-il prévenu. Il précise que le succès rapide du programme d’exploration d’ENI en Côte d’Ivoire a été possible grâce à une collaboration fluide avec la Direction générale des hydrocarbures, émanation du ministère qui régule le secteur, ainsi qu’avec la compagnie nationale Petroci, qui gère la data room géologique. Le
géant italien des hydrocarbures prévoit de s’appuyer sur le bon niveau des ingénieurs et des techniciens ivoiriens pour accroître rapidement les responsabilités des cadres locaux, à l’image de ce qui a été fait au Ghana. Dans ce pays, en cinq ans, la proportion des responsables locaux est passée de 50 % à 80 %, grâce à des programmes de formation accélérée – en Italie et ailleurs en Afrique – ainsi qu’à des tutorats.
Cycle de projet très court
Le groupe pétrolier, qui produit quelque 70 000 barils par jour (b/j) au Ghana, estime être en capacité de mieux déceler les gisements de cette région ouest-africaine que ses concurrents, grâce à ses systèmes de modélisation géologique éprouvés. « Baleine nous intéresse, car le cycle de projet peut être très court, avec un retour sur investissement rapide pour des volumes annuels
importants », indique un autre cadre du groupe. ENI compte ainsi produire 15 000 b/j à son démarrage, en 2023, puis atteindre une phase plateau autour de 110 000 b/j entre 2025
ENI compte produire 15 000 b/j en 2023, puis atteindre une phase plateau de 110000 b/j entre 2025 et 2026. et 2026. La présence d’infrastructures gazières et électriques dans le pays permet également à la major d’escompter revendre localement, et dès son entrée en exploitation, les volumes de gaz – relativement modestes – issus de Baleine, en plus du pétrole.
FOCUS PÉTROLE & GAZ
STRATÉGIE
Comment Rahul Dhir a sauvé Tullow Oil Nommé au début de 2020 à la tête du groupe britannique, alors en perte de vitesse, ce discret CEO a fortement réduit les coûts et recentré les activités sur quatre grandes filiales africaines : au Ghana, en Côte d’Ivoire, au Gabon et au Kenya.
CHRISTOPHE LE BEC
LD
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GE
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Il n’en a finalement pas été ainsi, et la remontée des cours – au-dessus de 80 dollars le baril actuellement – n’explique pas à elle toute seule l’assainissement de la situation opérationnelle et financière de Tullow. Le discret Britannique d’origine indienne au pedigree financier, auparavant CEO de la junior d’exploration Delonex
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JEUNE AFRIQUE – N° 3107 – DECEMBRE 2021
La revente de nos parts du projet Tilenga à Total a pris du temps, mais s’est finalisée dans de bonnes conditions.
AB ALLER O -R EY
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et financier devant son conseil d’administration, celui-ci l’avait limogé après la présentation de résultats désastreux pour l’année 2019, avec des pertes faramineuses de 1,7 milliard de dollars durement sanctionnées par le marché, avec un cours en chute libre de 70 % à Londres à la fin de la même année. La pandémie de Covid-19 et ses conséquences sur les cours du baril de Brent – à moins de 20 dollars en avril 2020 – avaient achevé de noircir le tableau, certains observateurs craignant même que le rôle du nouveau CEO Rahul Dhir ne se limite à une vente à la découpe du groupe.
A. C
A
u début de 2020, à l’annonce de l’arrivée de Rahul Dhir à la tête de Tullow Oil, beaucoup ne donnaient pas cher de sa peau tant la compagnie pétrolière n’était alors plus que l’ombre d’elle-même. Fondée en 1985 par le charismatique Aidan Heavey, un Irlandais haut en couleur qui avait jeté très tôt son dévolu sur l’Afrique subsaharienne, le groupe britannique s’était taillé une réputation de découvreur de gisements sur le continent. Pendant trois décennies, il avait affiché fièrement ses ambitions du Kenya jusqu’au Gabon. Familier des colonnes de JA, Tim O’Hanlon, beau-frère d’Aidan Heavey et patron Afrique de la création du groupe jusqu’en février 2020, se vantait ainsi d’avoir visité pour Tullow Oil la quasi-totalité des pays d’Afrique subsaharienne à la recherche des opportunités d’extraction d’hydrocarbures. La compagnie s’était notamment fait un nom au Ghana, en devenant opérateur du fameux gisement de Jubilee, première découverte majeure en dehors du Nigeria en Afrique de l’Ouest. Seulement voilà, la junior devenue grande avait fini par vivre largement au-dessus de ses moyens, notamment sous la houlette de Paul McDade, CEO de 2017 à fin 2019, bon ingénieur mais piètre gestionnaire. Péchant par optimisme opérationnel
Energy (active au Tchad, en Éthiopie et au Kenya), s’est attelé à la restructuration du groupe sans s’exprimer dans les médias pendant près d’un an et demi.
Cession de 14 permis pétroliers
Au début de novembre 2021, il était à l’Africa Oil Week pour présenter le nouveau visage de son groupe, et sa stratégie, qu’il a détaillée à Jeune Afrique. « La méthode de restructuration, présentée au conseil d’administration à mon arrivée en tant que CEO, était simple et claire : diminuer drastiquement nos coûts, concentrer nos efforts opérationnels sur un nombre de projets limités géographiquement, et financer nous-mêmes nos développements grâce aux flux de trésorerie dégagés », explique-t-il. Peu après l’arrivée de Rahul Dhir aux manettes, Tullow Oil a revendu pas moins de quatorze permis pétroliers et fermé quatre filiales sur le continent (celles de l’Ouganda, de la Guinée équatoriale, de la Namibie
FOCUS PÉTROLE & GAZ et des Comores). Rahul Dhir se défend d’avoir réalisé des cessions à prix cassé. « La revente de nos parts du projet ougandais de Tilenga, pour près de 700 millions de dollars, à notre partenaire Total a pris du temps, mais s’est finalisée dans de bonnes conditions pour les deux parties, fait-il valoir à titre d’illustration. De 2017 à 2019, Tullow Oil ne dépensait que la moitié de son budget sur ses sites de production. Désormais, nous sommes montés à 90 % de dépenses opérationnelles, grâce à ce recentrement géographique sur nos deux filiales ouest-africaines d’Accra et Abidjan, ainsi que celles de Libreville et Nairobi », explique-t-il encore.
Espoir gazier
De ce fait, le groupe ne compte plus que 380 salariés, contre quelque 1 000 en 2019. Quant aux activités d’exploration, elles ont été fortement
réduites, et circonscrites aux régions où le groupe produit déjà des hydrocarbures : le Ghana, où il extrait autour de 40000 barils par jour (b/j); le Gabon, d’où il tire 17 000 b/j ; et la Côte d’Ivoire, où ses volumes sont modestes (2 000 b/j). L’avenir de Tullow Oil, Rahul Dhir le voit surtout en Afrique de l’Ouest, notamment en Côte d’Ivoire, où il détient un permis jouxtant ses projets ghanéens TEN et Jubilee (voir infographie p. 199), ce qui permettra d’en optimiser l’exploitation à une échelle régionale. Une synergie possible grâce à la résolution du conflit juridique qui opposait Accra et Abidjan sur le tracé de leur frontière maritime, tranché en septembre 2017. « Nous connaissons bien la géologie des gisements ghanéens, qui est la même que celle de la Côte d’Ivoire. Nous espérons de nouvelles découvertes, notamment gazières »,
indique Rahul Dhir. Le CEO de Tullow Oil croit aussi aux opportunités au Gabon, où il est notamment associé au franco-britannique Perenco, en dépit de la maturité pétrolière du pays. « Oui, les gisements gabonais sont de taille modeste, mais il est possible d’en optimiser l’exploitation pour qu’elle soit rentable », fait encore valoir Rahul Dhir. Enfin, au Kenya, dans le bassin de South Lokichar, seul projet est-africain encore dans le portefeuille de Tullow Oil, Rahul Dhir a réussi une redéfinition complète du projet avec le gouvernement et ses coactionnaires, avec pour ambition d’entrer en production à l’horizon 2025. Reste à savoir si le groupe restera sur le long terme dans ce pays éloigné de ses autres sites africains ou choisira de transmettre le flambeau à un repreneur pour continuer son resserrement stratégique en l’Afrique de l’Ouest.
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La décarbonation et la digitalisation sont l’avenir du secteur pétrolier La pandémie, qui a entraîné une baisse sans précédent de la demande mondiale d’énergie, nous a également obligés à nous confronter à la menace du changement climatique, modifiant le comportement des investisseurs et accélérant la réallocation des capitaux vers les entreprises dites durables.
Deux enjeux majeurs vont impacter le business model des sociétés pétrolières dans les années à venir : La décarbonation : le secteur doit aborder de front les aspects environnementaux, sociétaux et de gouvernance (ESG). Cela signifie investir dans la transition énergétique, assumer ses responsabilités dans la lutte contre le réchauffement climatique et répondre aux préoccupations des investisseurs, des créanciers et autres parties prenantes. Les majors européennes affichent aujourd’hui des objectifs ambitieux sur le plan de la transition énergétique, et se positionnent d’ores et déjà sur le chemin des « green supermajors » ;
Aux côtés de la décarbonation, la digitalisation jouera également un rôle clé pour soutenir le moral de l’industrie pétrolière. La digitalisation : le voyage numérique a déjà commencé et se déroule à des vitesses différentes dans le secteur. La digitalisation permet de réduire les coûts internes et d’améliorer la productivité. Qu’elle soit assurée par des partenariats, des joint-ventures ou des alliances, la digitalisation offre une opportunité de croissance pour le
Moez AJMI,
Associé EY - Paris, en charge des industries extractives pour la France, le Maghreb et l’Afrique Francophone
secteur et une solution à nombre de ses défis. Aux côtés de la décarbonation, la digitalisation jouera également un rôle clé pour soutenir le moral de l’industrie pétrolière et pour attirer les nouveaux talents dont cette dernière a tant besoin. L’ensemble du secteur pétrolier a tant à offrir. À l’heure où les entreprises se réinventent, il est temps qu’elles réaffirment leur raison d’être, en rappelant combien elles sont utiles à la société. Si de grands défis restent à relever, celles qui s’en emparent et cherchent à créer de la valeur à long terme contribueront à générer des rendements durables, à attirer de nouveaux capitaux et à construire un avenir plus prospère pour le secteur et le monde. Le virage vert du secteur pétrolier pourrait accélérer la transition énergétique de l’Afrique qui reste encore très dépendante des énergies fossiles (à plus de 75 %). Il faudra alors accompagner ce virage par des mesures incitatives.
JAMG - PHOTOS DR
Les perspectives du secteur semblent plus prometteuses aujourd’hui, déjà stimulées par la hausse du prix du pétrole, le déploiement de la vaccination contre la Covid-19 et le retour de la demande mondiale de pétrole.
FOCUS PÉTROLE & GAZ
INFOGRAPHIE
Hydrocarbures Les nouveaux eldorados africains La transition énergétique fera inévitablement des gagnants et des perdants. Et, si le pétrole et le gaz n’ont plus vraiment bonne presse, la découverte de nouvelles réserves continue d’être vécue comme un signe d’espoir pour des pays qui cherchent à émerger.
A
vec la « mégadécouverte » pétrolière au large du littoral ivoirien annoncée au début de septembre – entre 1,5 et 2 milliards de barils de brut –, Abidjan a multiplié par 20 ses réserves prouvées du précieux or noir. Saluée comme un succès par le chef de l’État, Alassane Ouattara, tant elle porte en germe la promesse de nouvelles perspectives économiques pour le pays, cette découverte s’inscrit dans un mouvement de fond : la redistribution des cartes en cours dans le secteur pétrolier et gazier en Afrique. Au Sénégal et en Mauritanie, le gaz porte tous les espoirs. Le projet Grand-Tortue Ahmeyim (GTA), à la frontière maritime entre les deux pays, doit leur permettre d’entrer dans la cour des grands à l’horizon 2024. Au point que Dakar est en discussion très active en vue d’intégrer le Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG), l’Opep du gaz. La conjoncture est favorable. Le prix élevé du baril de pétrole – actuellement au-dessus de 83 dollars, son plus haut niveau depuis 2018 – constitue une bouffée d’oxygène pour les économies des pays africains producteurs, mais cette donnée reste fragile compte tenu de la volatilité des cours. Dans le secteur du gaz, les indicateurs sont au vert : le cours du gaz naturel a bondi en Asie de 132,2 % entre février et août, et la flambée semble loin de tendre à s’arrêter. Dans ce contexte, aux côtés des pays dits « matures » dans l’activité extractive, le plus souvent pétrolière – tels l’Algérie, le Nigeria, et l’Angola –, apparaissent de nouveaux eldorados gaziers vers lesquels se tournent les industriels du secteur : le Sénégal et le Mozambique notamment. Faut-il y voir une aubaine pour les économies de ces nouveaux (futurs) rois du pétrole et du gaz? Certes, les géants du secteur – les leaders continentaux Total et ENI en tête – continuent à investir dans des projets extractifs. Mais ils se font extrêmement sélectifs en matière de rentabilité. En outre, alors que la transition énergétique est en cours à l’échelle mondiale, les multinationales affichent d’ambitieux objectifs en matière de neutralité carbone. Et revoient leur stratégie : l’heure est à la stabilisation de la production plutôt qu’à son développement. Qui sont les gagnants et les perdants de cette gigantesque redistribution des cartes ? Décryptage en infographie. Christophe Le Bec
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JEUNE AFRIQUE – N° 3107 – DECEMBRE 2021
Les pays matures représentent encore aujourd’hui une large proportion de la production Répartition de la production pétrolière africaine en 2020 (en milliers de barils par jour)
ANGOLA 1 324
ALGÉRIE 1 332
LIBYE 390
GABON 207
SOUDAN NIGERIA DU SUD 1 798 170 TUNISIE SOUDAN 86 36
TCHAD
ÉGYPTE 616
AUTRES PAYS AFRICAINS 314
GUINÉE ÉQ. 161
Répartition de la production gazière en 2020 (en milliards de mètres cubes par an)
ALGÉRIE 81,5
ÉGYPTE 58,5
AUTRES PAYS AFRICAINS 28,6
126
CONGOBRAZZAVILLE 307
LIBYE NIGERIA 49,4
13,3
FOCUS PÉTROLE & GAZ
ROIS DU PÉTROLE D’AUJOURD’HUI… ET DE DEMAIN TUNISIE
Gaz
36
-7,4 % 81,5 +1,3 %
1 332 -1,8 %
Pétrole
Yakaar Sangomar
LIBYE
1 798 -0,5 %
CÔTE GHANA D'IVOIRE
Peker
CI101
49,4
-7 %
+0,7 %
SOUDAN
170 DU SUD
Gaz En milliards de mètres cubes par an (2020)
-1 %
Tilenga Kingfisher South
KENYA
1 324
Area 1 LNG
-2,1 %
Area 4 LNG
ANGOLA
MOZAMBIQUE
Coral FLNG
Pays matures dont la production est en baisse ou stagne Nouveaux pays
AFRIQUE DU SUD
Nouveaux gisements
+1,3%
Pétrole Principalesdécouvertesentrant enproductiond'icià10ansdans lesnouveauxpaysextractifs Gaz
Taux de croissance (2009-2019)
1 000 km
Brulpadda
Les réserves des nouveaux pays producteurs d’hydrocarbures s’étoffent Des réserves prouvées de pétrole en forte augmentation dans des pays africains nouveaux dans l'industrie (en milliards de barils)
3,8 2,3
Même tendance pour le gaz (en milliers de milliards de mètres cubes [tcm])
1
1,2
1,6
0,7 2000 2010
2000 2020
2010 2020
JEUNE AFRIQUE – N° 3107 – DECEMBRE 2021
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SOURCES : BP ENERGY OUTLOOK / BP STATISTICAL REPORT / RYSTAD ENERGY / J.A.
81,5
South Lokichar
OUGANDA
307
Pays producteurs d’hydrocarbures
Production
1 332
-14,6 %
GABON +2% RÉPUBLIQUE 207 DU CONGO
... tandis qu’émerge la production de nouveaux pays extractifs, notamment dans la filière gazière
-1,8%
86
126
NIGERIA ÉQ.
+0,7 %
SOUDAN
+7,8 %
161 GUINÉE
58,5
ÉGYPTE
TCHAD
SÉNÉGAL
La production pétrolière des pays matures stagne ou baisse...
616 -1,1 %
-0,4 %
ALGÉRIE Grand-Tortue Ahmeyim (GTA) MAURITANIE
Pétrole En milliers de barils par jour (2020)
13,3
390 -2,8 %