Qu’a-t-il fait de ses dix ans ?
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ALI BONGO ONDIMBA
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Guillaume Soro
ALGÉRIE El-Harrach, prison VIP
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KAÏS SAÏED Peut-il changer la Tunisie ?
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CÔTE D’IVOIRE DOSSIER Pétrole & gaz 12 pages
HEBDOMADAIRE INTERNATIONAL NO 3067 DU 20 AU 26 OCTOBRE 2019
Le 16 octobre 2009, il prêtait serment et prenait la succession de son père, Omar. Retour sur une décennie de pouvoir, dans un contexte marqué par les interrogations sur son état de santé.
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9 & 10 mars 2020 ORGANISATEUR
Dossier Pétrole & Gaz
SÉNÉGAL-MAURITANIE
« BP sera prêt à démarrer l’exploitation en 2022! » Jonathan Evans, vice-président de BP Exploration,
chargé des nouveaux projets en Afrique
CHRISTOPHE LE BEC
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britannique prévoit d’investir plus de 1 milliard de dollars pour la première phase du projet et « plusieurs autres milliards de dollars » pour les suivantes, sur une durée d’exploitation de trente ans. Des sommes énormes en jeu qui alimentent espoirs – et fantasmes – à Dakar et à Nouakchott, où les gouvernements entendent profiter du boom gazier, mais aussi éviter la « malédiction des matières premières » qui affecte souvent les nouveaux pays producteurs et dont les symptômes sont la dépendance au secteur extractif et la mauvaise gouvernance.
B
P
L
e mégaprojet de GrandTortue, qui doit faire du S é né ga l et d e la Mauritanie des producteurs de gaz dans trois ans, est actuellement en plein développement. Le géant BP, qui le pilote, entend s’appuyer sur cette nouvelle base africaine pour rattraper ses grands concurrents Shell et Total, qui parient comme lui sur une explosion du marché du gaz naturel liquéfié (GNL). Après avoir racheté la majorité des parts du projet à l’américain Kosmos Energy en décembre 2016, le découvreur du gisement, la major
IL S’AGIT POUR NOUS DU PREMIER PROJET DE LIQUÉFACTION DE GAZ ISSU D’UN GISEMENT ULTRAPROFOND.
Illustration montrant la future unité flottante de liquéfaction (FLNG) qui sera implantée au large de Saint-Louis.
Jeune Afrique : Que représentent pour BP les projets gaziers menés au Sénégal et en Mauritanie ? Jonathan Evans : Cette région est
amenée à devenir une nouvelle base pour BP. D’ici à une dizaine d’années, sa production dépassera celles de nos deux bases africaines historiques : l’Égypte, où nous avons une production importante depuis cinquante-cinq ans, essentiellement gazière aujourd’hui ; et l’Angola, où nous nous sommes installés voici trente ans, mais dont la production d’huiles décline, car issue de champs vieillissants.
LA MAJOR BRITANIQUE VEUT SE DIVERSIFIER GÉOGRAPHIQUEMENT Deux principaux pays de production Égypte
BP
Quelles sont les raisons qui ont emporté l’adhésion de l’état-major de BP pour investir plusieurs milliards de dollars dans deux nouveaux pays novices de l’industrie pétrolière ?
Le Britannique Jonathan Evans, ingénieur géologue formé à Cambridge et vice-président pour l’Afrique de la branche exploration de BP, est impliqué dans ce projet depuis les origines car il a participé aux premières discussions avec Kosmos Energy, au début de la décennie 2010. Il revient pour JA sur les enjeux de ce projet pour les deux pays ouest-africains francophones et pour son groupe, actuellement le quatrième producteur d’hydrocarbures au monde – 3,7 millions de barils par jour en 2018 –, qui a réalisé l’an passé 9, 4 milliards de dollars de bénéfices, soit 2,8 fois plus qu’en 2017.
Quand nous avons repris le projet de Grand-Tortue, en décembre 2016, nous étions à la recherche de nouveaux réservoirs de gaz. BP a pour objectif de parvenir d’ici à cinq ans à une répartition de sa production à 60 % gazière et à 40 % pétrolière. Nous sommes actuellement au milieu du chemin, avec une production à peu près équivalente en gaz et en pétrole. L’acquisition de l’américain Amoco, au début des années 1990, avait apporté à BP d’importants actifs gaziers, notamment aux États-Unis et en Indonésie, mais il nous fallait mettre au jour d’autres gisements. Au début de la décennie 2010, les équipes d’exploration de BP, dont je fais partie, ont donc regardé avec attention des opportunités de développement de production gazière dans des régions mal ou pas explorées, et notamment au Sénégal et en Mauritanie. Cela nous a amenés à dialoguer avec Kosmos Energy, découvreur du mégagisement de Grand-Tortue, recélant 15 TCF (trillion cubic feets, milliers de milliards de pieds cubes), une taille remarquable. Nous avons étudié les possibilités autour de cette découverte, repris la majorité des parts entre 2016 et 2017, et nous en pilotons le développement opérationnel aujourd’hui.
110 000 barils de pétrole / jour et plus de
700 millions de pieds cubes de gaz / jour Angola
165 000 barils de pétrole / jour Grands projets en cours de développement Grand-Tortue, Sénégal et Mauritanie (gaz) West Nile Delta, Égypte (gaz) Zinia 2, Angola (pétrole) Nouvelles régions explorées Madagascar : offshore, nord-ouest Côte d’Ivoire São Tomé-et-Principe Gambie Effectifs africains de la branche exploration production de BP
2000 salariés
dont 669 en Angola
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Dossier PÉTROLE & GAZ
Il est singulier à plusieurs égards. D’abord, pour BP, il s’agit du premier projet de liquéfaction de gaz issu d’un gisement ultraprofond (à plus de 2 000 mètres sous le fond marin). Ensuite, parce que c’est un projet binational et transfrontalier. Nous avons déjà mené des projets sur une frontière, notamment en mer du Nord, entre le Royaume-Uni et la Norvège, mais c’est la première fois que nous le faisons sur le continent africain. Cela implique de nouer des accords de répartition de la production et des revenus complexes… Cela a-t-il été une difficulté ? Par le passé, Dakar et Nouakchott n’ont pas toujours eu des relations de bon voisinage…
Nous n’avons pas souffert de tensions entre les deux pays, bien au contraire. Nous avons trouvé de chaque côté, tant au Sénégal qu’en Mauritanie, des interlocuteurs gouvernementaux pragmatiques ayant pour objectif avant tout de faire avancer le projetpouruneentréeenproductionla plus rapide possible. Pour le complexe de Grand-Tortue, gisement à cheval sur les deux pays, nous avons opté pour une répartition à égalité entre les deux États, qui sera ajustée au fur et à mesure que nous obtiendrons une répartition plus précise des réserves respectives de chacun. Pour les gisements satellitaires, qui sont, contrairement à Grand-Tortue, complètement dans un seul pays, l’accord de partage de production sera négocié à part avec l’État concerné. Cela sera le cas pour l’exploitation des gisements Yakaar et Teranga, intégralement situés au Sénégal, dont la dernière découverte annoncée en septembre 2019 faisait état d’un réservoir de gaz supplémentaire représentant de 10 à 15 TCF. Cela pourrait être le cas demain en Mauritanie, si le programme d’exploration que nous menons sur le champ Orca est couronné de succès. Quelles sont les relations à l’intérieur du groupement du projet, mené par
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BP, mais qui inclut également l’américain Kosmos, et les deux compagnies nationales, Petrosen et la Société mauritanienne des hydrocarbures (SMHPM)?
BP est l’opérateur du projet. Seule une grande compagnie comme la nôtre, dotée d’une expertise technique très large et de moyens financiers massifs, peut mettre en production un projet de cette ampleur et de cette technicité. Kosmos, découvreur du gisement, et qui détient 30 % des parts de Grand-Tortue, continue à explorer le sous-sol pour le compte du projet – en lien avec les équipes d’exploration de BP –, ainsi que sur certaines questions techniques sous-marines. Quant aux compagnies nationales, nous dialoguons quotidiennement avec elles des questions aussi bien contractuelles que stratégiques et commerciales, ainsi que des transferts de compétence. À Dakar, une polémique a éclaté sur les bénéfices réalisés par l’homme d’affaires australo-roumain Frank Timis, à la suite de la revente de ses
partsdansdesblocssénégalaisàBP,et sur ses liens avec Aliou Sall, le frère du président Macky Sall. Quelle est votre lecture de cette transaction et de cette relation?
BP réfute toute malversation liée à la transaction avec la société de Frank Timis Corporation ou avec des responsables sénégalais. Avant de valider l’opération avec cette société, nous avons mené scrupuleusement toutes nos opérations de due diligence [destinées à lever les risques sur les plans légal, financier et éthique], et nos critères de validation ont tous été respectés. Nous avons été très surpris de la diffusion d’une enquête de la BBC, que nous estimons biaisée, car elle met en avant des chiffres erronés, montrant à l’évidence une mauvaise compréhension de la manière dont fonctionne notre industrie. Contrairement à ce qui a été affirmé, la somme des royalties potentiellement payées à Frank Timis Corporation correspond à moins de 1 % des revenus que l’État sénégalais va percevoir de l’exploitation du champ de Grand-Tortue! BP serait d’ailleurs seul à devoir payer ces royalties.
GRAND-TORTUE, UN PROJET HORS NORME Profondeur
2 850 m de la surface, 2 000 m sous les fonds marins.
Bloc C-6
Réserves estimées de gaz naturel
Bloc C-12
15 trillions (milliers de milliards)
Nouakchott
de pieds cubes.
Océan Atlantique
Production journalière attendue
500 millions de pieds cubes, dont 70 millions consommés pour la production de 500 MW pour l’électrification des deux pays.
Durée d’exploitation plus de 30 ans
Bloc C-8
SÉNÉGAL
• • •
BP (opérateur), Kosmos Petrosen Société mauritanienne des hydrocarbures (SMHPM)
Saint-Louis
Saint-Louis Profond
Frontière
Partenaires •
MAURITANIE
Grand-Tortue
Cayar Profond DAKAR 100 km
SOURCE : KOSMOS ENERGY
Quelles sont les particularités de ce projet de Grand-Tortue?
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Dossier PÉTROLE STRATÉGIE& GAZ
Cette affaire a-t-elle nui à vos relationsavecvospartenairessénégalais?
En fait, elle a encouragé le dialogue avec les autorités, dans la mesure où nous avons rapidement et vigoureusement démenti toute malversation en faisant œuvre de transparence sur cette transaction. Le gouvernement a pu par ailleurs apprécier le fait que notre détermination à faire avancer le projet, qui entrera en exploitation en 2022, n’a pas été entamée par cette bronca médiatique. Justement, où en êtes-vous concrètementsurleprojet,tantcôtésénégalais que côté mauritanien?
Nous sommes dans les temps ! L’infrastructure est déjà en cours de construction. Au Sénégal, nous avons sécurisé un terrain au sein du port de Dakar pour y assembler les caissons du futur port flottant [où s’arrimeront les navires venus charger le GNL]. Et en Mauritanie nous exploitons une carrière destinée à fournir les roches pour le brise-lames protégeant ce même port flottant. Quant à la barge de production de GNL, elle est en cours de fabrication en Asie. Qu’en est-il de la formation des ingénieurs et techniciens locaux?
Nous avons commencé notre campagne de recrutement. Nous avons reçu pas moins de 4000 candidatures. Nous recrutons actuellement 50 ingénieurs au Sénégal et en Mauritanie, 25 dans chaque pays, dont la formation va bientôt débuter. D’autres promotions suivront. Nos techniciens seront tout d’abord formés à l’anglais, qui est la langue de notre industrie. Toutes
NOTRE DÉTERMINATION À FAIRE AVANCER LE PROJET N’A PAS ÉTÉ ENTAMÉE PAR LA BRONCA MÉDIATIQUE. nos procédures techniques sont dans cette langue, c’est un préalable indispensable. Quelle proportion de la production de Grand-Tortue, tourné d’abord vers l’exportation de GNL, sera réservée à la demande locale pour produire de l’électricité?
Nous prévoyons de produire pour la première phase autour de 500 millions de pieds cubes par jour grâce à Grand-Tortue Ahmeyim. Sur ce volume, 70 millions de pieds cubes iront pour la production électrique des deux pays – 35 millions de pieds cubes pour chacun, ce qui doit permettre la production de 500 mégawatts d’électricité, 250 mégawatts dans chaque pays –, ce qui pourra couvrir largement les besoins électriques du pays. BP apportera alors le gaz aux deux pays, via un pipeline, jusqu’au briselames situé à 10 kilomètres de la côte, et chacun des États pourra mener lui-même son projet de centrale électrique. Bien sûr, cette quantité de gaz domestique pourra être augmentée au cours des phases suivantes, selon les besoins du pays.
Certains de vos concurrents, dont l’italien Eni, estiment que les projets gaziers situés à l’est du continent – notamment ceux du Mozambique, de la Tanzanie et du Kenya – ont de meilleures perspectives que ceux de l’ouestducontinent,carilssontmieux placés pour approvisionner les marchés asiatiques. Qu’en pensez-vous?
Le marché du GNL est en croissance partout, pas seulement en Asie. Le Sénégal et la Mauritanie ont pour vocation d’approvisionner le marché atlantique. Nous n’avons pas d’inquiétude, leur GNL, qui sera vendu par la branche négoce de BP, trouvera preneur. Mais nous avons aussi pris des positions à l’est du continent, en tant qu’acheteur. La même branche négoce de BP a signé un contrat d’approvisionnement avec le projet mozambicain Coral, même si nous n’en sommes pas l’opérateur, qui est justement Eni. En dehors du Sénégal et de la Mauritanie, où BP pourrait-il mener ses prochains grands projets en Afrique?
Nous terminons une première phase d’exploration d’une large zone offshore au nord-ouest de Madagascar, pour tenter de mettre au jour des réserves d’huiles. Nous prendrons en février 2020 la décision de lancer ou non une seconde phase. Nous regardons également les possibilités à São Tomé, en Gambie et en Côte d’Ivoire. Dans ce dernier pays, nous espérons trouver soit du pétrole, soit du gaz, dont une partie pourrait trouver un débouché local du fait de la taille importante de l’économie ivoirienne.
BP
BERNARD LOONEY BIENTÔT AUX COMMANDES DE BP
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Nommé le 5 octobre, cet ingénieur irlandais de 49 ans, entré dans le groupe en 1991, va prendre la direction de BP début 2020, succédant à l’Américain Bob Dudley, 64 ans, qui prend sa retraite. Ce dernier pilotait le groupe depuis la catastrophe du jeuneafrique no 3067 du 20 au 26 octobre 2019
champ pétrolier Deepwater Horizon, dans le Golfe du Mexique, qui avait beaucoup terni la réputation de BP, notamment aux États-Unis. Interviewé dans le Financial Times peu après sa nomination, Bernard Looney, qui a fait l’essentiel de sa carrière
dans la division exploration-production du groupe – jusqu’à en devenir DG, en 2016 –, a confirmé la stratégie de son prédécesseur, à savoir augmenter la proportion gazière de la production de BP. C.L.B.
Dossier Pétrole & gaz
FORMATION
Avec le déploiement des industries pétrolières et gazières, les écoles se multiplient pour former au mieux une main-d’œuvre efficace et qualifiée. QUENTIN VELLUET
es photos prises au début d’octobre à la conférence Africa Oil and Power du Cap, en Afrique du Sud, et postées sur Twitter le montre souriant et confiant, en compagnie du ministre sénégalais du Pétrole et des Énergies, et de son homologue sud-africain. Depuis qu’il dirige le jeune Institut national du pétrole et du gaz (INPG), créé par décret présidentiel en 2017, Aguibou Ba est devenu un artisan incontournable de la politique de développement de la filière pétrole et gaz du Sénégal. Sa mission : définir, mettre en œuvre et surtout centraliser un plan de formation de la main-d’œuvre locale à tous les niveaux de responsabilité. Le jeune homme, ingénieur en microélectronique formé dans les écoles supérieures polytechniques de Dakar et de Montréal, ne doute pas une seconde qu’il remplira sa mission. En plus de soutiens politiques et d’une expérience de plus de dix ans chez Schlumberger, notamment à la tête du centre de formation du géant texan des services et équipements pétroliers à Houston, Aguibou Ba est parvenu à attirer les financements de son ancien employeur, mais aussi d’entreprises
S
TRÈS SÉLECTIF, L’INPG A ACCUEILLI SES 22 PREMIERS ÉLÈVES INGÉNIEURS EN OCTOBRE 2018. 70
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comme Total, BP, TechnipFMC ou encore Kosmos Energy et l’entreprise nationale Petrosen. Elles ont injecté plusieurs dizaines de millions de dollars dans le projet et siègent au sein du conseil d’administration de l’INPG. De quoi donner des coudées franches à l’institut. Ce dernier fonctionne sous la tutelle des ministres de l’Enseignement supérieur, du Pétrole et de l’Énergie, et de l’Économie et des Finances. Extrêmement sélective – 1 % de taux d’admission –, l’école a accueilli ses 22 premiers étudiants en octobre 2018. Inscrits au mastère spécialisé en ingénierie pétrolière et gazière, tous sont déjà titulaires d’un bac+5 de l’enseignement supérieur sénégalais. Ils viennent des écoles polytechniques de Dakar et de Thiès, de l’Institut des sciences de la Terre (IST), hébergé par l’université Cheikh Anta Diop, ou encore de l’Institut polytechnique de Saint-Louis. Formés et nourris gratuitement pendant leur cursus, ils bénéficient également d’une bourse allouée jusqu’à leur intégration sur le marché du travail, qui doit se faire à partir d’octobre 2020 après avoir effectué un stage de six mois en entreprise. « L’idée est de fournir une spécialité à des profils déjà formés et qu’ils aient quelques années d’expérience avant que les premiers barils ne sortent, en 2022 », explique Aguibou Ba. À terme, ces ingénieurs spécialisés « made in Sénégal » superviseront les productions, le forage, la construction ou encore la maintenance des puits
Un potentiel de création massive d’emplois dans le pétrole
Selon l’experte, 10000 emplois directs devraient être créés pour exploiter les ressources. Et indirectement, la manne pétrolière sénégalaise devrait créer 100000 emplois, la plupart dans les entreprises de services. À l’heure actuelle pourtant, aucune étude chiffrée approfondie n’a été menée sur la question par un organisme. Les fantasmes sur la contribution à l’emploi de cette nouvelle industrie vont donc bon train. « Le réel potentiel de création massive d’emplois est détenu par l’aval, notamment dans les activités de raffinage et de pétrochimie », poursuit Gnagna Lam. Mais que ce soit Total, Exxon ou le principal opérateur, BP, aucun acteur n’a prévu de déployer ce type d’activité au Sénégal. À Dakar, les écoles de commerce privées n’ont
INPG
La fabrique des spécialistes sénégalais
offshore. Ces postes font partie des métiers prioritaires à pourvoir pour l’industrie pétrolière et gazière sénégalaise. Pour autant, ce n’est pas sur ce maillon de la chaîne de valeurs que les besoins sont les plus forts: « Les unités de forage et de production nécessitent moins de 200 personnes, et les navires de support, quelques dizaines », explique Gnagna Lam, analyste au Comité d’orientation stratégique du pétrole et du gaz (Cos-Petrogaz).
COMMUNIQUÉ
AVIS D’EXPERT
EY et Associés Tour First, 1 place des Saisons,TSA 14444, 92037 Paris-La Défense cedex, France Tél. : (+33) 1 46 93 79 83 Email : moez.ajmi@fr.ey.com www.ey.com
Nouvelles stratégies des acteurs pétroliers en Afrique depuis la chute des prix depuis 2014 a bouleversé les
cartes des pays importateurs de pétrole et a poussé les acteurs pétroliers à changer de stratégie. Le
continent africain dont les réserves restent modestes (7 %-8 % des réserves mondiales) demeure décisive pour un certain nombre d’acteurs pétroliers malgré la chute des prix. Majors : Entre le renforcement des intérêts et la rationalisation des actifs Les deux leaders du continent Total et ENI continuent de renforcer leur présence en Afrique en dehors de leurs pays phares. Shell a réduit ses investissements sur le continent en se séparant de certains actifs (Gabon, Nigéria). ExxonMobil et BP restent prudents sur le continent, et ConcoPhilipps a préféré quitter l’Afrique. Sociétés privées de petites et de moyennes tailles : Robustesse de certains modèles opérationnels Plusieurs juniors ont su résister à la chute des prix, et continuent d’opérer dans les activités d’exploration. La grande découverte en Afrique de l’Ouest (Grand Tortue situé entre la Mauritanie et le Sénégal) a été réalisée par un junior, Kosmos, en 2015.
Perenco continue d’opérer sur les champs matures tout en maîtrisant les coûts (acquisition de 10 champs au Gabon en 2017). Sociétés nationales des hydrocarbures africaines : Place à la transformation Certains budgets nationaux africains dépendent fortement des revenus générés par les sociétés nationales des hydrocarbures. La chute des prix de 2014 a divisé ces revenus par deux. Le contrat entre ces sociétés et les Etats se doit aujourd’hui de changer. Certaines sociétés ont ainsi lancé des projets de transformation : NNPC au Nigéria, Sonangol en Angola …
© Franck Dunouau
L
a chute des prix pétroliers
Moez AJMI, Associé EY - Paris, en charge des industries extractives pour la France, le Maghreb et l’Afrique Francophone
restent actifs malgré la mauvaise expérience d’Addax. L’indonésien, Pertamina poursuit sa croissance externe (Maurel & Prom en 2017). Le brésilien Petrobras, fragilisé de l’intérieur, prépare son retrait du content.
Le continent africain demeure décisif pour un certain nombre d’acteurs pétroliers malgré la chute des prix. Sociétés nationales des hydrocarbures non africaines : Priorité à la sécurisation des approvisionnements L’Afrique demeure une cible pour les sociétés nationales des hydrocarbures non africaines, notamment asiatiques, en matière de diversification des approvisionnements. Le trio chinois CNPC, CNOOC et Sinopec
Sociétés parapétrolières : Nouveaux acteurs ? En pleine crise, certains parapétroliers ont pris le risque d’acquérir des champs pétroliers bien que ne faisant pas partie de leur cœur métier. C’est le cas par exemple de Schlumberger en Guinée Équatoriale et au Nigéria, un parapétrolier susceptible de devenir le next oil major.
que faire des incertitudes. Flairant un nouveau levier de développement, elles ont rapidement créé des cursus adaptés. Sup de Co propose ainsi un master en trading et logistique du pétrole. De son côté, BEM assure un bachelor logistique et distribution de pétrole et du gaz ainsi qu’un master II en management de l’énergie et des ressources pétrolières. L’ISM répond aux besoins de compétences juridiques avec un MBA en droit et gouvernance des énergies et des mines. Aguibou Ba apprécie moyennement la réactivité de ces structures privées, proche du tissu entrepreneurial, qui court-circuite son action. En juillet dernier, il n’a pas hésité à accuser ses confrères du secteur privé de précipitation : « Il est important de rappeler qu’il faut se focaliser sur les formations qui vont mener à l’emploi. Nous avons en ce moment beaucoup de formations en management du pétrole et du gaz et nous risquons de nous retrouver avec plus de managers que de personnes à manager », a-t-il lancé devant un parterre composé d’experts, d’investisseurs et du président de la République, Macky Sall. Pour certains, comme Serigne Momar Dieye, directeur général du cabinet de conseil Elogen, spécialisé dans l’industrie pétrolière et président de l’Association sénégalaise pour le développement de l’énergie en Afrique (Asdea), les enjeux sont tels qu’il est bon de multiplier les canaux de formation : « L’INPG a démarré ses activités en octobre 2018 pour former des spécialistes en ingénierie pétrolière et gazière, mais il reste à se préparer pour les techniciens, les ouvriers et les autres employés des services pétroliers. Il ne faut pas non plus oublier les juristes, les fiscalistes, et les métiers administratifs », prévient-il.
Les entreprises forment aussi elles-mêmes leurs collaborateurs
L’INPG aussi a la mission de diversifier les canaux de formation. Mais il compte garder le contrôle en instaurant un futur système d’accréditation d’établissements partenaires. Pour l’heure, l’institut finalise le
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Des élèves de l’INPG à Dakar.
déploiement de formations de techniciens au niveau bac+2 en partenariat avec des entreprises. Celles-ci devraient voir le jour à la rentrée 2020. « Nous avons davantage besoin de former des techniciens aux métiers connexes de la logistique, du transport, de la construction. En réalité ces compétences existent mais nous avons besoin de les spécialiser », remarque
NOUAKCHOTT PRÉPARE AUSSI SES PÉTROLIERS Cinq millions de dollars. C’est la somme que Kosmos Energy et BP ont investie dans la mise en place d’un centre de formation à Nouakchott pour les métiers du gaz et du pétrole. Le bâtiment de 560 mètres carrés, dont les travaux ont débuté à la fin de mai, devrait être opérationnel avant la fin de l’année. Étudiants, universitaires mais aussi professionnels et cadres de la fonction publique pourront ainsi suivre des programmes de spécialisation dont certains à distance. En 2018, comme chez le voisin sénégalais, les deux entreprises ont dispensé des cours d’anglais et de management et attribué des bourses d’études aux étudiants ; 50 officiels ont également eu droit à 6 000 heures de cours d’anglais et 45 ont suivi un programme conçu et dispensé par l’OxCarre, un centre de recherche de l’université d’Oxford au Royaume-Uni.
Aguibou Ba. De leur côté,les entreprises n’ont pas attendu la création d’un centre consacré à la formation des collaborateurs et agents publics locaux. Dans un document de communication publié en 2018, BP indique avoir déjà formé 70 membres de gouvernement et de la société civile grâce à un programme développé avec l’université britannique d’Oxford. La firme, qui recrute actuellement 50 ingénieurs sénégalais et prévoit d’en embaucher 200 au total, revendique aussi 6 000 heures de cours d’anglais déjà dispensés à des agents administratifs et à des universitaires. En juin, le suisse Techma-Iota et le conglomérat Der Mond Oil and Gas, basé à Abou Dhabi et fondé par Khadija Ba, sœur de Khadim Ba dont la société Locafrique est le principal actionnaire de la Société africaine de raffinage (SAR), ont lancé la Der Mond Academy, un centre de formation spécialisé dans les certifications en hygiène, sécurité et environnement (HSE). Au-delà de l’industrie pétrolière et gazière, son objectif est d'insuffler une “culture HSE” aux entreprises sénégalaises afin qu’elles puissent répondre à des appels d’offres internationaux. Le groupe Der Mond envisage à terme d’attirer des talents de la sous-région, tout comme l’INPG dont l’expérience sénégalaise constitue un test pour un futur rayonnement panafricain.
INPG
Dossier Pétrole & gaz
COMMUNIQUÉ
BLESSING PETROLEUM S.A.
«Depuis 10 ans,une volonté d’entreprendre au service du développement économique et social du pays » Entretien avec Madame Hélène DENGOUE, Administrateur Directeur Général de Blessing Petroleum BLESSING PETROLEUM a saisi l’opportunité offerte par la libéralisation du secteur pétrolier aval au Cameroun pour mettre en valeur les compétences des jeunes Camerounais, contribuer au développement économique et social du pays et répondre à la volonté gouvernementale de voir les Camerounais prendre leur destin en main dans ce secteur.
BLESSING PETROLEUM S.A. est une Société de droit camerounais à capitaux privés détenus entièrement par les nationaux. Elle est spécialisée dans la distribution des produits pétroliers et dérivés, les soutes maritimes, l’exportation en zone CEMAC et les importations. Notre vision est celle d’être une entreprise fondée sur les valeurs d’excellence professionnelle avec pour objectif de bâtir un monde meilleur pour les générations futures et contribuer à l’avancement de l’œuvre missionnaire. Nos valeurs sont : le Professionnalisme, l’Engagement, l’Attitude intègre, la Citoyenneté et l’Environnement. Quels ont été les faits marquants de BLESSING PETROLEUM pendant les dix premières années ?
Depuis la création de la Société en 2009, nous avons réalisé de gros investissements ayant permis la construction de 30 stations-services, dans un environnement hautement concurrentiel constitué de 35 acteurs du marché. Nous avons pu occuper la sixième place sur le plan national en peu de temps et avons démontré une expertise technique de service, avec une orientation forte en matière d’Hygiène, Sécurité et Environnement. Ceci nous a valu la confiance des
multinationales dans le domaine des soutes maritimes, telles que Noble Energy, Glencore Exploration Cameroon LTD et Kosmos Energy entre autres. Quelle est votre politique en matière de ressources humaines ?
Nous tenons tout d’abord à valoriser les compétences locales à travers une politique de recrutement des jeunes que nous formons de manière permanente afin de hâter leur maturité professionnelle en leur confiant les postes de haute responsabilité. La moyenne d’âge est de 25 ans et à ce jour nous avons créé 500 emplois directs et indirects en faveur de la jeunesse camerounaise. Quelle est votre stratégie pour les dix prochaines années ?
Nous souhaitons :
Compléter l’offre commerciale à travers le projet de distribution de gaz domestique ;
Combler le gap de perception des standards des majors par rapport aux nationaux ;
Explorer et saisir les opportunités d’une internationalisation en zone CEMAC ;
Continuer à faire ce en quoi nous croyons.
1841, Bld de la Liberté Douala, Cameroun B.P. 5405 - Tél. : (+237) 233 42 50 71 - Fax : (+237) 233 42 50 72 - Email : blessingpetro@blessingpetroleum.net E blessingpetroleumsa - D @blessingcmr - S.A. avec conseil d’administration au capital de 1 500 000 000 de FCFA
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JAMG - Photos : D.R.
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Dossier Pétrole & gaz
EXTRACTION NON CONVENTIONNELLE
Une équation difficile à résoudre pour Sonatrach FAHIM DJEBARA
’Algérie va-t-elle rejoindre l’Argentine, qui s’est lancée dans la production d’hydrocarbures de roche-mère, en 2016, après les États-Unis, le Canada et la Chine? Le pays multiplie en tout cas les partenariats pour explorer ses réserves de gaz naturel et de pétrole non conventionnels – appelés abusivement hydrocarbures de schiste. En octobre 2018, la compagnie publique Sonatrach s’est engagée avec BP et Equinor (ex-Statoil) dans les bassins du Sud-Ouest algérien, sur la base d’études réalisées en 2013 par les deux premières sociétés. Le même type de partenariat avait été signé dès 2011 avec Eni. En septembre 2019, c’est avec Chevron et Exxon qu’elle a repris des discussions impliquant le non-conventionnel. En dix ans, l’Algérie a vu sa production diminuer de 431 000 barils par jour, soit 23 % de ce qu’elle produisait en 2008 – en raison d’erreurs techniques et de sous-investissements. Affecté par un scandale international de corruption en 2010 – avec l’italien Saipem –, le groupe public s’est depuis attaché à rétablir la confiance et à régler des conflits avec les groupes internationaux, alors que la révision de la loi sur les hydrocarbures, en cours d’adoption, sera plus favorable aux investissements étrangers. Le décollage du non-conventionnel est présenté comme indispensable pour redresser la production et permettre de répondre à la demande locale pour l’électrification. « Pour l’instant, l’Algérie a procédé à des activités d’exploration et d’évaluation dans le bassin de l’Ahnet (Grand Sud). Sonatrach est
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satisfaite car les études sont positives, indique un ingénieur géologue. Nous sommes performants pour forer, mais nous avons besoin de nos partenaires étrangers pour l’exploitation, dont le coût est exorbitant. Plusieurs Algériens, des géologues et des ingénieurs réservoirs, ont déjà été envoyés aux États-Unis et en Italie pour se former », précise-t-il.
Quels risques environnementaux ?
Le gaz et le pétrole piégés dans la roche-mère sont atteints au moyen de forages verticaux, puis horizontaux, avant d’être extraits grâce à de la fracturation hydraulique. Les risques environnementaux avaient fait sortir des milliers d’habitants d’In Salah dans les rues en 2015. En 2018, le PDG de Sonatrach, Abdelmoumen Ould Kaddour, et le ministre de l’Énergie, Mustapha Guitouni, remplacés depuis, ont indiqué vouloir prendre leur temps afin de préserver l’environnement mais aussi d’évaluer la
faisabilité économique d’une exploitation. Dans le désert, la production est contrariée par l’éloignement des gisements, le manque de pipelines pour l’acheminement du gaz ou encore la disponibilité de l’eau. De retour d’une visite des gisements aux États-Unis, Moustapha Guitouni avait dit vouloir convaincre les Algériens que le non-conventionnel était « une industrie propre ». Dans le même temps, plusieurs spécialistes interviennent dans les médias pour rappeler que l’Algérie utilise la fracturation depuis des décennies dans le conventionnel. « C’est vrai, mais on n’y fracture pas de manière systématique, souligne notre géologue de Sonatrach. Dans le non-conventionnel, on fore un nombre important de puits, en essaim, pour récupérer le maximum d’hydrocarbures. » Ce qui pourrait polluer la nappe phréatique de manière irréversible, mais aussi déclencher des miniséismes, comme cela est arrivé au Canada ou aux États-Unis. « On peut faire de la surveillance pour détecter la microsismicité, mais la nature est imprévisible », prévient encore le même spécialiste, sceptique. Abdelmoumen Ould Kaddour, alors PDG de Sonatrach, et Evan Fuery, vice-président de Statoil (aujourd’hui Equinor), signant un accord de coopération en 2018.
LAMINE CHIKHI/REUTERS
La compagnie nationale algérienne accélère l’évaluation de ses productions d’hydrocarbures de roche-mère. Mais elle devra jongler entre rentabilité et écologie.
COMMUNIQUÉ
Bureau Veritas
AVIS D’EXPERTS
BureauVeritas Angola R. João de Barros, nº56 – 1, Luanda,Angola Tél : +244 227 280 207 Email : pierre.allard@ao.bureauveritas.com www.bureauveritas.africa
Bureau Veritas crée de la valeur pour ses clients D
e nouvelles découvertes, de part et d’autre du continent Africain, ont déclenché une nouvelle vague de développements et d’opportunités en Oil & Gas susceptibles de changer le visage de l’Afrique en tant que producteur d’énergie. Quel est le positionnement de Bureau Veritas sur le marché Oil & Gas en Afrique ? Nous couvrons toute la chaîne de valeur. Nos clients sont issus d’horizons divers : opérateurs pétroliers, usines de gaz liquéfié, sociétés de forage, EPC, OEM, terminaux pétroliers, raffineries, pipelines… Aujourd’hui, nous soutenons l’ensemble de l’activité tant en amont & qu’en aval de la chaîne. Pour chacun d’eux, nous mettons à leur disposition notre savoir-faire comme nos capacités d’inspection industrielle, de certification, de formation ou de contrôle. Pour être plus précis, nos services concernent notamment l’assurance et le contrôle qualité, le contrôle non-destructif, la conformité des installations électriques, la certification des tests, la conformité aux normes
Quelles sont les innovations qui concernent les services de Bureau Veritas pour l’O&G ? Le digital constitue une priorité absolue.A ce titre, nous embarquons les technologies les plus poussées pour nous permettre d’offrir à nos clients un accès sécurisé et en temps réel à
Pierre Allard,
District Chief Executive Central Africa & Angola
leurs certificats. Nos investissements concernent aussi le scanning laser une technique de modélisation 3D. Autre évolution notable : nous équipons nos inspecteurs de lunettes connectées qui leur permettent d’effectuer en temps réel la supervision d’un équipement. En parallèle de l’acte d’inspection, une interaction avec nos clients est possible ! Nous proposons enfin des outils de contrôle robotisés, adaptés aux contraintes spécifiques de l’environnement O&G. L’explosivité, l’optimisation de la production limitant les arrêts planifiés : aujourd’hui nous sommes en capacité de créer de la valeur pour nos clients et la société qui les entoure. Comment se différencie BureauVeritas sur le marché africain de l’O&G ?
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des pays où nous intervenons.
Dossier Pétrole & gaz
MAROC
De modestes découvertes gazières Même si plusieurs juniors d’exploration ont trouvé des réserves, leur entrée en exploitation ne modifiera pas la donne énergétique dans le royaume. EL MEHDI BERRADA, à Casablanca
n septembre, l’annonce faite par la compagnie britannique Chariot Oil & Gas Limited de sa découverte de gaz n’est pas passée inaperçue au Maroc. L’entreprise, qui explore les fonds de l’Atlantique au large de la ville de Larache, a annoncé avoir débusqué une réserve de gaz récupérable qui avoisine les 2 000 milliards de pieds cubes, mise à jour par le texan Netherland Sewell & Associates Inc. « La zone avait déjà été explorée il y a une dizaine d’années par le groupe espagnol Repsol avec des données sismiques 3D, mais ils avaient estimé que le potentiel n’était pas assez rentable pour y investir. Chariot Oil & Gas Limited a foré sur une profondeur plus importante », nous raconte une source au sein de l’Office national des hydrocarbures et des mines (Onhym). Les annonces de ce type sont apportées avec une grande prudence
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afin d’éviter de donner de faux espoirs à la population. L’épisode de Talsint, au début des années 2000, du nom d’un projet marocain dont les réserves avaient été très largement surestimées – une découverte de 100 milliards de barils avait été annoncée dans la presse marocaine, finalement ramenée à 1 milliard de barils… non exploitables – a laissé des traces. Larry Bottomley, le directeur général de Chariot Oil & Gas Limited, a assuré aux investisseurs que la découverte représentait une opportunité pour sa compagnie, avec des coûts de forage réduits, mais il est resté prudent sur l’avenir du projet. Au mois d’avril, une autre junior, Predator Oil & Gas, a annoncé la découverte de 474 milliards de pieds cubes dans la région de Guercif. Elle prévoit de vendre sa production aux usines de ciment de la région. L’Onhym, entité publique qui détient de droit 25 % de chaque concession, déroule le tapis rouge pour attirer
QUATRE COMPAGNIES À PIED D’ŒUVRE Tanger Al Hoceïma
SOURCE : DONNÉES FOURNIES PAR LES QUATRE COMPAGNIES/JA
Larache
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Casablanca
Berkane
SDX ENERGY
50 km Rabat
Nador
Chefchaouen
CHARIOT OIL & GAS
Sidi Slimane
Taourirt
Fès
PREDATOR OIL & GAS
Meknès
MAROC
El Jadida Settat
SOUND ENERGY
Khénifra
Tendrara
Bouarfa
Safi Errachidia
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Oujda
les groupes actifs dans l’exploration gazière. Ces derniers bénéficient d’une exonération totale de l’impôt sur les sociétés pendant une période de dix ans et doivent s’acquitter d’un loyer de 100 dollars par kilomètre carré annuellement. L’Onhym estime à 2,4 milliards de dirhams (233 millions d’euros) l’investissement global dans les forages au Maroc sur l’année 2019, mais les découvertes sont pour le moment modestes. Les plus importantes étant celle de Chariot Oil & Gas de septembre, celle de SDX Energy de 2018, ainsi que celle de Sound Energy, de 2016, tous les trois britanniques.
SDX Energy commence le forage de douze nouveaux puits
SDX Energy dispose de cinq concessions dans le Gharb (Centre-Nord). Il en extrait du gaz depuis 2018, ce qui permet l’électrification des usines installées dans le parc industriel de Kenitra. Le groupe britannique devrait entamer le forage de douze nouveaux puits, pour quelque 33 millions de dirhams. Sound Energy, de son côté, a failli plier bagage en mai dernier à la suite du potentiel décevant du puits TE-10 à Tendrara. Après quoi, le management s’est penché sur une réduction des coûts opérationnels. « Ils sont présents sur trois concessions dans le nord-est du pays et aussi vers Essaouira. Ils devraient aussi commencer à produire sur le site du Grand Tedrara », indique notre source à l’Onhym. Une production qui sera vendue exclusivement à l’Onee, à la suite d’une négociation entre le gouvernement marocain et le management de l’entreprise. Après plus de cent ans d’exploration du sous-sol marocain, les groupes extractifs confirment tous le potentiel du pays, mais les découvertes restent très timides pour l’instant.
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Dossier Pétrole & gaz
NIGERIA
Le patron de NLNG, qui s’apprête à lancer une septième unité de liquéfaction, veut propulser son pays parmi les premiers producteurs mondiaux de GNL. NICHOLAS NORBROOK
ondé en 1989, Nigerian LNG est le premier producteur de gaz naturel liquéfié (GNL en français) du continent, filiale de la compagnie nationale NNPC (49 %) et des trois majors Shell (26 %), Total (15 %) et ENI (10 %). Aux manettes depuis septembre 2016, Tony Attah, venu de Shell, veut profiter de l’explosion du marché en lançant au plus tôt sa septième unité de liquéfaction, attendue depuis près de dix ans et qui devrait être enfin financée d’ici à la fin de l’année 2019. Le directeur général de Nigeria LNG (NLNG) est convaincu que les prochaines décennies seront celles du gaz naturel. « Nous roulons au pétrole depuis plus de cinquante ans, il est temps de décoller grâce au gaz. La plupart des Nigérians ne se rendent pas compte que notre pays est, du fait de son sous-sol, davantage une nation de gaz que de pétrole , fait valoir Tony Attah. Au regard de ses émissions de carbone, le gaz est une énergie propre, au moins quatre fois plus propre que le charbon, et même deux ou trois fois plus propre que le pétrole », estime-t-il. Le dirigeant nigérian croit à une explosion du marché. « Nous sommes 7 milliards d’humains aujourd’hui. Nous serons plus de 9 milliards d’ici à 2050. Cette augmentation de la population entraînera une plus forte demande d’énergie mais aussi de nouvelles pressions liées aux défis environnementaux », explique Tony Attah, pour qui le GNL est une des solutions à privilégier pour
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répondre de manière responsable à la demande, face au changement climatique. « L’Allemagne s’est détournée de l’énergie nucléaire et est devenue le plus grand importateur mondial de gaz naturel. En même temps, les pays asiatiques, comme le Japon, sont également devenus de gros importateurs de gaz naturel », indique-t-il à titre d’exemple.
Un fourmillement d’innovations qui brouille l’avenir
Pour autant, le Nigérian reconnaît que le GNL fait face à d’autres sources d’énergie. « Tout le monde veut être celui qui va bouleverser le secteur, personne ne veut être bouleversé. L’explosion de la popularité des mini-réseaux solaires, ou des projets de distribution décentralisée d’énergie, peut changer la donne. Le fourmillement d’innovations rend les prévisions sur l’avenir du secteur énergétique extraordinairement difficiles, tant sur le mix énergétique que sur le chiffrage de la consommation », précise Attah. Mais ces incertitudes n’expliquent pas l’interruption de la croissance de
« NOUS AVONS REMBOURSÉ NOTRE EMPRUNT, CE QUI NOUS PERMET D’APPROCHER LES MARCHÉS EN ÉTANT PLUS ATTRACTIFS POUR LES INVESTISSEURS. »
Une équipe de managers 100 % nigériane
Avant de se lancer dans ce nouveau projet, il fallait aussi, selon lui, assainir la situation financière de NLNG. « Nous avons remboursé notre emprunt, ce qui nous permet d’approcher les marchés en étant plus attractifs pour les investisseurs », fait-il valoir. Le septième train de liquéfaction doit ajouter 22 millions de tonnes par an (Mtpa) à la production actuelle de NLNG de 30 Mtpa. En comparaison, le Qatar, le géant mondial du GNL, en produit environ 77 Mtpa. Le projet sort lentem e n t d e t e r r e. Deux contrats d ’a v a n t - p r o j e t détaillé (FrontEnd Engineering Design [Feed]) ont été attribués à Saipem et KBR en 2018. NLNG prendra sa décision finale d'investissement au cours du dernier trimestre de l'année 2019, après avoir DR
Tony Attah, apôtre du gaz naturel liquéfié
NLNG, dont le dernier train de liquéfaction est entré en production il y a treize ans déjà. « Entre 1999 et 2006, Nigeria LNG était l’usine de GNL dont la croissance était la plus rapide au monde. Tous les dix-huit mois, nous ajoutions un nouveau train, rappelle le directeur général du groupe. Nous n’avons commencé à produire que depuis vingt ans, donc nous ne sommes pas un vieux pays gazier. Nous commençons à peine à atteindre notre rythme de croisière pour gérer les six trains initiaux, extrêmement complexes. Cette reprise en main et montée en compétence progressive a ralenti le développement du projet de septième train », explique Attah.
étudié avec attention les propositions des deux groupes internationaux. Être conforme aux règles de contenu local, très strictes depuis 2010, représente un défi dans le cas des technologies touchant au GNL. Jusqu’à récemment, le Nigeria ne disposait guère de compétences en matière de cryogénie, le procédé de refroidissement du gaz à -162 °C, qui
permet son passage à l’état liquide. NLNG a dû faire preuve de créativité pour faire avancer un projet à domicile plutôt qu’en important des modules de l’étranger. « Mon équipe de managers est à 100 % nigériane. Je n’ai pas d’expatriés ni d’experts étrangers dans mon équipe dirigeante, explique Attah. Il y a vingt ans, vous auriez été chanceux
UN PUR PRODUIT DE SHELL
1987 Obtient une licence en génie mécanique à l’université d’Ibadan 1997 Diplômé d’un MBA de l’université de Benin City 1991 Embauché comme ingénieur par Shell 2013 Vice-président des ressources humaines de Shell pour l’Afrique subsaharienne. 2014 Nommé directeur général de Shell Nigeria Exploration and Production 2 SEPTEMBRE 2016 Nommé PDG de NLNG, succédant à Babs Omotowa
de trouver un seul Nigérian dans l’équipe dirigeante de cette entreprise », rappelle-t-il. Le lancement du train 7 marquera selon lui le début d’une nouvelle phase de développement énergétique pour le pays. « Il n’est pas trop ambitieux de considérer le Nigeria comme le Qatar de demain, en multipliant les sites extractifs et les usines de GNL », affirme-t-il.
Bientôt quatrième pays mondial en matière de réserves gazières ?
« Le Nigeria possède plus de 200 milliers de milliards (en anglais, trillion cubic feet, TCF) de réserves prouvées de gaz, mais disposerait, selon les spécialistes, d’un potentiel additionnel d’au moins 600 TCF. Si nous arrivons à prouver ces réserves, le Nigeria passera du neuvième au quatrième rang mondial en termes de réserves de gaz » explique-t-il, conscient toutefois que la compétition sera rude, car d’autres pays ont une stratégie similaire et sont plus avancés en matière d’augmentation de leur production. Alors que le Qatar dominait le monde, l’Australie lui a ravi la première place et produit désormais 89 Mtpa. Quant aux ÉtatsUnis, premier producteur de gaz au monde (715 Mtpa), mais pas de GNL, ils ont aussi décidé d’investir ce marché. « Face à eux, nous devons muscler notre jeu », estime Tony Attah. Le dirigeant de NLNG se félicite du soutien du gouvernement d’Abuja, qui lui a permis de conserver les exemptions fiscales dont bénéficiait l’entreprise, que les députés ont tenté sans succès de supprimer à deux reprises, en 2008 et en 2016. « Vous ne devez pas vous en prendre aux fondations d’une entreprise aussi stratégique pour le pays, estime-t-il. Nous apportons à l’État plus de 100 milliards de dollars de chiffres d’affaires et plus de 15 milliards de dollars de dividendes. C'est énorme. Nous sommes le plus gros contribuable du Nigeria », affirmet-il, en espérant que le sujet ne reviendra pas à nouveau sur le tapis au Parlement.
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La SNPC, acteur majeur et incontournable du secteur pétrolier congolais En vingt et un ans d’existence, la SNPC est opérateur et partenaire dans l’exploration-production, mais aussi dans le raffinage, le stockage, la distribution de produits raffinés et très bientôt dans le transport d’hydrocarbures.
L
a Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) a comme responsabilité majeure d’être l’outil technique de l’État, dépositaire de la banque de données de l’industrie pétrolière du Congo. Ce rôle central de la SNPC a encore été renforcé par le Code des hydrocarbures de 2016, qui lui confère la titularité dans tous les permis d’exploration et d’exploitation. De droit, 15 % au moins de participation dans chaque permis attribué au Congo reviennent à la SNPC.
Monsieur Maixent Raoul Ominga a l’ambition de hisser la SNPC au sein du top 5 des sociétés nationales productrices d’hydrocarbures sur le continent.
DES INSTANCES DIRIGEANTES RESTRUCTURÉES Le 17 novembre 2017, le décret portant approbation des nouveaux statuts de la SNPC est adopté en Conseil des ministres. Grâce aux nouveaux statuts de la SNPC, le conseil d’administration est désormais assisté dans sa tâche par un comité d’audit, afin de renforcer les mesures de contrôle interne, nonobstant les contrôles permanents assurés par le biais du ministère en charge des Finances et la Cour des comptes et de discipline budgétaire. Outre cette nouveauté,
le conseil d’administration aura l’obligation de transmettre des rapports réguliers à son ministère de tutelle, le ministère des hydrocarbures.
OBJECTIFS STRATÉGIQUES Monsieur Maixent Raoul Ominga (photo ci-dessous), le nouveau Directeur Général, devient le quatrième dirigeant de la SNPC. Sa tâche n’est pas aisée dans ce contexte économique très fragile. Il a la lourde mission de s’assurer de l’amélioration des performances de la SNPC ainsi que de son image auprès de ses partenaires économiques et du grand public. Il est aussi question d’améliorer les performances financières. Les défis à relever sont multiples et la nouvelle direction de la SNPC s’est fixée des objectifs stratégiques à atteindre pour satisfaire ses obligations auprès de l’État congolais. Il faut rappeler que la SNPC à travers ses missions contribue à la réalisation de 80 % des recettes budgétaires de l’État .
L’EXPLORATION-PRODUCTION L’ambition première de monsieur Maixent Raoul OMINGA est celle de faire de la SNPC, une société opératrice à part entière car à ce jour, la SNPC est tributaire des actifs opérés par d’autres, à savoir 95 % du chiffre d’affaires. La SNPC s’est donnée la mission d’améliorer son action dans le domaine de l’exploration production avec principalement la relance des activités sur le permis MKB II pour lequel l’objectif est une production de 30000 barils/jour à l’horizon 2020, la valorisation du permis Mayombe et du gaz congolais. Le permis d’exploitation Mengo - Kundji - Bindi II (PEX MKB II) est situé dans le bassin côtier onshore de la République du Congo. Il a une superficie de
COMMUNIQUÉ 699,838 km² et est composé de 3 gisements, Mengo, Kundji et Bindi, situés respectivement à 15 km, 20 km et 25 km du terminal pétrolier de Djeno. Les champs les plus proches sont Mboundi, Kouakouala, Loufika et Banga-Kayo. Le permis MKB II a été réattribué à la SNPC en Co-Opérating avec ORION OIL LTD, par décret n° 2017-421 du 13/11/2017 pour une période de 20 ans avec une possibilité d’extension de 5 ans.
Les nouvelles études réalisées par la SNPC ont mis en évidence un potentiel additionnel qui a conduit à la mise en place d’un nouveau plan de développement qui va se réaliser en trois phases à partir de janvier 2020. Le potentiel de MKB II est estimé à ce jour à près de 3 milliards de barils de pétrole en place dans la formation des Grès de Mengo et le nouveau plan de développement inclue le forage de près de 120 puits qui seront répartis entre les gisements de la zone. Le nouveau plan de développement va aussi valoriser le potentiel profond de MKB II, évalué à ce jour à près de 2 milliards de barils en place dans les formations ante-salifères du Vandji et du Djeno. • La valorisation du permis de recherche Mayombe est justifiée par le fait qu’il s’agit d’un permis situé à proximité de champs en production. On estime son potentiel de l’ordre de 300 à 900 millions de barils. Ce permis constitue une grande opportunité d’investissement pour le Groupe SNPC. • La valorisation du gaz du Congo est projetée à travers la mise en place d’un hub gazier destiné à alimenter tous les autres modules traitant le Gaz (LNG, Méthanol, Ammoniac, Urée, GTL, power Plant). Les réserves de gaz au Congo sont estimées à 182 milliards m3 soit 6,4 Tcf (Gaz Associé 63,3 milliards m3 soit 2,2 Tcf et Gaz naturel 119 milliards m3 soit 4,2 Tcf).
PRODUITS PÉTROLIERS FINIS La SNPC s’active à améliorer les conditions d’approvisionnement du pays en produits raffinés en assurant leur disponibilité auprès des consommateurs, mais également pour le suivi du projet de construction de l’oléoduc Pointe-Noire/Yié/ Maloukou, sans oublier la fiabilisation et la modernisation de l’unique raffinerie du pays. En mai dernier, lors de la visite d’État du Président de la République du Congo en Russie, la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) et la société Pipe Metalurgical Company (TMK) ont signé un mémorandum d’accord pour la construction d’un oléoduc en République du Congo.
Travaux en cours sur le site MKB II.
Il s’agit d’un oléoduc de transport, à sens unique, de produits pétroliers finis (essence, kérosène, gasoil) sur environ 500 km au départ de Pointe-Noire dans le Département du Kouillou à Maloukou-Tréchot (Pool) en passant par Loutété (Bouenza). L’objectif de ce projet est de soutenir la croissante demande locale en produits pétroliers finis, d’approvisionner le marché de façon plus rapide, plus sure et en grande quantité, d’améliorer la logistique des produits pétroliers finis et d’approvisionner en produits pétroliers finis les pays de la sous-région. Ce projet revêt une portée stratégique visant à révolutionner le transport des produits pétroliers au Congo, voire dans la sous-région.
NOS VALEURS
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Compétitivité
NOTRE IMAGE DE MARQUE • Consciente de son rôle majeur dans la sphère économique congolaise, la SNPC s’investit et contribue au développement du pays par sa mission statutaire d’une part, mais aussi par une politique sociale, d’autre part. Son leitmotiv en matière de Responsabilité Sociale d’Entreprise (RSE) est d’appuyer des projets dans les domaines de la santé, l’éducation, la culture, l’humanitaire et l’entreprenariat. Sa stratégie est d’impliquer toutes les parties prenantes du projet en s’assurant qu’il cadre avec la politique générale de développement du pays. • Au travers de sa Fondation, la SNPC contribue aux actions multi formes des institutions publiques, des associations. Elle apporte également son assistance aux citoyens congolais en situation de fragilité sociale. Le but de la fondation est de répondre de façon concrète aux demandes des citoyens qui s’approprient à juste titre, cette entreprise, fleuron national, comme étant la leur.
Performance
Intégrité
Société Nationale des Pétroles du Congo Tour SNPC -Avenue Denis SASSOU NGUESSO BP 188 Brazzaville – Congo
www.snpc-group.com Tél. : (+242) 06 555 2100 Email : contact@snpc-group.com
Professionnalisme
JAMG - © SNPC
Le Contrat de Partage de Production de MKB II a été signé par la République du Congo, la SNPC et ORION OIL LTD le 6/06/2018 et approuvé par le Parlement le 24/08/2018. Le Contracteur MKB se présente comme suit : SNPC 60% et Orion 40%.
Dossier Pétrole & gaz
BANQUES ET FONDS D’INVESTISSEMENT
Des projets en attente de financement Plusieurs chantiers d’extraction d’hydrocarbures restent en suspens à cause du manque de partenaires financiers. Seuls les plus grands champs gaziers attirent. OHENABA AMA NTI-OSEI
vec la forte hausse de production de pétrole aux États-Unis, les guerres commerciales et les prix des hydrocarbures plutôt bas, 2019, qui touche à sa fin, n’aura pas été une année record pour le financement de l’industrie en Afrique. « L’équilibre du monde de l’énergie a complètement changé. Tous les projets sont désormais jugés à l’aune des projets extractifs américains non conventionnels – de gaz et de pétrole de schiste –, dont les coûts sont très faibles », indique Paul
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Eardley-Taylor, chargé des secteurs pétrolier et gazier pour l’Afrique australe à la Standard Bank. Faire décoller des projets africains prometteurs n’est pas aisé dans ce contexte. Selon GlobalData, environ 194 milliards de dollars seront nécessaires pour financer 93 projets pétroliers et gaziers planifiés à travers le continent entre 2018 et 2025. Selon les spécialistes, l’industrie africaine du pétrole et du gaz nécessiterait également plus de 721 milliards de dollars d’investissement cumulés dans les infrastructures entre 2013 et 2025. Rolake Akinkugbe-Filani, chargée de
l’énergie et des ressources naturelles à la banque nigériane d’affaires FBN Quest, juge que les banques africaines n’ont pas été suffisamment actives dans le secteur. « La plupart de ces projets nécessitent un financement à long terme, et, en raison de certains des défis rencontrés au cours de la dernière décennie par le secteur des services financiers et des marchés des capitaux en Afrique – en particulier depuis la crise de 2008 –, la possibilité de se procurer de l’argent localement pour une durée de sept à dix ans est de plus en plus limitée. Les banques commerciales ne sont pas vraiment capables d’aller aussi loin », regrette-t-elle. D’autres raisons expliquent le retard à l’allumage des projets africains. La décision finale d’investissement (DFI) de Shell pour l’exploitation du champ offshore nigérian Bonga Sud-Ouest a souffert de retards considérables en raison d’un différend fiscal avec les autorités. En février, Andy Brown, le patron de la division exploration-production de Shell déclarait à l’agence
AKINTUNDE AKINLEYE/REUTERS
Plateforme pétrolière au large de Lagos, au Nigeria.
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Le gaz naturel liquéfié, secteur porteur pour le Mozambique
Certains projets sont pourtant lancés, particulièrement ceux tournant autour de l’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL). L’Agence internationale de l’énergie, établie à Paris, prévoit que le gaz dépassera le charbon d’ici à 2030 pour devenir le deuxième combustible mondial, et l’Afrique, qui possède des réserves de gaz majeures et mises au jour récemment, sera touchée nécessairement par cette transition énergétique. « Les prix du GNL remontent, ce qui veut dire que les entreprises ont une meilleure trésorerie. Nous nous attendions à un excédent de GNL venant de projets australiens et américains. Finalement, cela ne s’est pas produit car les Chinois ont commencé à en acheter. Avec une telle demande chinoise, les gens sont optimistes quant à la prochaine vague de décisions d’investissement dans ce type de projets. » Après plusieurs découvertes de gaz naturel, le Mozambique devrait devenir l’un des plus gros exportateurs de GNL dans les prochaines années. Le projet Coral, mené par ENI, a pu être acté dès 2017 – le gaz est attendu au
LES DÉPENSES PRÉVUES DES MAJORS SUR LEURS PROJETS AFRICAINS 2018 30
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Nombre de projets
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Sonatrach SpA
NNPC
mois de juin 2021 –, et ce en dépit de la volatilité et de l’incertitude des prix mondiaux. En juin 2019, un autre projet gazier, Mozambique LNG, mené par l’américain Anadarko (dont les actifs africains sont en cours de rachat par Total) a été lui aussi décidé avec 20 milliards de dollars d’investissement à la clé, ce qui en fait le plus grand chantier de ce type approuvé dans le secteur du pétrole et du gaz en Afrique subsaharienne. La décision d’ExxonMobil d’investir plusieurs milliards de dollars dans le projet Royuna LNG est aussi attendue d’ici à la fin de 2019. Sur le front des importations de GNL, le français Total a signé un accord au mois de juillet avec le fournisseur d’électricité du Bénin pour la construction d’une nouvelle unité de stockage et de regazéification flottante destinée à l’alimentation des centrales électriques. Parmi les autres projets de ce type en attente sur le continent, on peut
DANS CERTAINS CAS, IL FAUT CHERCHER DES FONDS EN DEHORS DES BANQUES TRADITIONNELLES.
Shell
Sonangol EP
ExxonMobil
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SOURCE : GLOBALDATA
de presse Reuters que ce projet de plusieurs milliards de dollars, qui devrait produire 180 000 barils de pétrole par jour, ne sera pas lancé tant qu’un terrain d’entente fiscal n’aura pas été trouvé. Certaines compagnies, trop petites, ont plus de mal que les autres en ces temps d’aversion au risque. Initialement attendue à la mi-2016, la décision d’investissement pour le projet Fortuna de gaz naturel liquéfié flottant (FLNG) en Guinée équatoriale a été retardée à plusieurs reprises, puis annulée, en raison de l’incapacité du britannique Ophir Energy de se procurer les 1,2 milliard de dollars nécessaires pour financer le projet. « Un report entraîne une élévation des coûts des chantiers connexes tels que ceux des infrastructures auxiliaires ou encore l’équipement de forage… Le temps, c’est de l’argent! » rappelle Akinkugbe-Filani.
citer celui nécessitant 30 milliards de dollars d’investissement dans la région de Lindi, en Tanzanie, celui du britannique NewAge de 1,2 million de tonnes par an (tpa) de gaz liquide au Congo-Brazzaville, et enfin une septième salve de Nigeria LNG qui augmenterait la capacité de production de GNL du pays de 22 à 30 millions de tpa. Akinkugbe-Filani suggère aux nouveaux États gaziers africains de s’inspirer du MoyenOrient : « Le Qatar a été capable de monétiser ses ressources gazières efficacement afin de déclencher l’industrialisation à travers plusieurs secteurs de l’énergie tels que la pétrochimie, les engrais, le GNL pour l’export, et ensuite de s’en servir comme base pour développer des villes dynamiques. » Dans certains cas, financer ces grands projets nécessite de chercher, au-delà des banques traditionnelles, des financements plus créatifs sur les marchés des capitaux tels que des obligations d’infrastructures, des fonds de quasi-dette et des fonds de capital-investissement. Un appui d’institutions financières internationales ou de développement est une autre solution pour « réduire les risques liés à un projet et attirer d’autres partenaires », estime Akinkugbe-Filani.
jeuneafrique no 3067 du 20 au 26 octobre 2019
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