Pdf ja 2910 du 16 au 221016 dossier pétrole & gaz

Maroc M6-Benkirane : peuvent-ils s’entendre ?

HEBDOMADAIRE INTERNATIONAL INDÉPENDANT • 57e année • no 2910 • du 16 au 22 octobre 2016

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ORGANISATEURS

Dossier

68

Pétrole & gaz

INTERVIEW

Thierry Pilenko PDG deTechnip

RAFFINERIES

Unpotentiel àl’étatbrut

YOURI LENQUETTE POUR JA

Bien doté en pétrole, le continent manque cruellement d’infrastructures pour le traiter, si bien qu’il importe une grande part des produits finis qu’il consomme. Pour mettre fin à cette anomalie, les États doivent investir, car, dans un contexte de prix bas, les majors ne le feront pas.

La Société africaine de raffinage, à Mbao, au Sénégal.

N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

JEUNE AFRIQUE

ÉNERGIE

Gaz à tous les étages chez Total

RÉMY DARRAS

JEUNE AFRIQUE

L

PORTRAIT

TRIBUNE

DG de la NNPC

développement en Afrique d’AOTTrading

Maikanti Baru

es récentes révélations sur la piètre qualité des carburants exportés en Afrique par les sociétés de négoce suisses ont remis au cœur du débat la question des raffineries sur le continent. Alors que l’Afrique regorge de pétrole – plus de 8 millions de barils extraits chaque jour en 2015, soit 9,1 % de la production mondiale –, elle en raffine trop peu : moins de la moitié. Et ses capacités installées, qui s’établissent à 3,6 millions de barils par jour (b/j), ne sont utilisées qu’à 60 % ;

Charles Thiémélé Directeur du

un taux, parmi les plus bas du monde, dû à un manque de maintenance et d’investissements, à l’originedenombreusespannesetd’arrêtsimprévus.

Mais, même en imaginant qu’elles puissent tourner à plein régime, les raffineries africaines seraient encore bien loin de répondre à une demande continentale qui s’établit à 3,8 millions de b/j, d’après les données publiées en juin par la BP Statistical Review of World Energy. Comble du paradoxe, le Nigeria : premier producteur africain, le pays importe depuis 2012 les trois quarts de son

N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

69

Dossier Pétrole & gaz

70

LA SAMIR, COULÉE PAR SES DETTES Liquidée en juin, la Société anonyme marocaine de l’industrie du raffinage (Samir) ne verra pas de sitôt sortir du pétrole de sa raffinerie de Mohammedia.

Croulant sous 44 milliards de dirhams de dettes (environ 4 milliards d’euros), la structure, qui appartient au milliardaire saoudien Mohamed Al Amoudi, avait été sommée de stopper ses activités en août 2015. Un sursis lui a été octroyé jusqu’à fin décembre 2016 pour trouver un repreneur. Ses capacités de raffinage s’établissent à 200 000 barils par jour.

DR

RÉMY DARRAS

La plus grande raffinerie du continent, en Algérie, traite 323000 barils par jour.

N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

pétrole, après la mise en sommeil de trois de ses quatre raffineries, dont la maintenance avait longtemps été laissée en souffrance. Elles ont été réactivées en juillet 2015, mais ne fonctionnent qu’entre 60 % et 80 % de leurs capacités (jusqu’à 210 000 b/j).

Cette situation globale affaiblit considérablement l’or noir africain sur son propre terrain. « On voit arriver sur les côtes du continent des produits finis d’Asie et du Golfe, expédiés à très bas coûts », s’émeut l’économiste français Jean-Pierre Favennec, président de l’Association pour le développement de l’énergie en Afrique (Adea).

VIEILLISSANTES. La faute en revient principalement à la petite taille et aux capacités insuffisantes de ces unités de production. « Nées dans les années 1960 dans le sillage des indépendances, la Société africaine de raffinage [SAR, au Sénégal] ou la Société ivoirienne de raffinage [SIR], maintenant vieillissantes, étaient adaptées à de petits marchés et à de faibles besoins », rappelle Jean-Pierre Favennec.

Si la plus grande raffinerie du continent, à Skikda, en Algérie, traite 323 000 b/j, ce ne sont qu’entre 20 000 et 50 000 b/j qui sont produits en moyenne dans chaque raffinerie subsaharienne. Soit 35 fois moins que la plus grosse raffinerie du monde, celle de Jamnagar, en Inde, qui traite jusqu’à 1,2 million de b/j (pour un marché certes plus important), tandis que la raffinerie géante de Jubail, en Arabie saoudite, peut voir passer 400 000 b/j. Plus performantes, ces dernières bénéficient d’intrants moins coûteux en s’approvisionnant au plus près des lieux de production du brut. « Une raffinerie idéale, aujourd’hui, ferait au moins 20 millions de barils par an et serait située à proximité immédiate d’un champ de production et d’un centre de consommation », dessine Joël Dervain, secrétaire

exécutif de l’Association des raffineurs africains (ARA) et ancien directeur général de la SIR. Dans un contexte international qui tend plutôt à la rationalisation (Total prévoyait l’année dernière la fermeture de 20 à 30 raffineries, d’ici à 2035, sur les 79 existantes en Europe), difficile pour l’Afrique de riposter. « La tendance actuelle dans le monde est à la réduction du nombre de raffineries et à une augmentation des capacités de raffinage : c’est-à-dire à des sites de plus en plus gros et à des plateformes intégrées qui permettent des économies d’échelle », explique Séri Gogoua, analyste financier et ingénieur dans l’industrie du raffinage. Ces plateformes intégrées, qui créent une convergence avec les activités pétrochimiques, offrent d’autres débouchés aux produits pétroliers, notamment en produisant des matières plastiques, et permettent au raffineur de profiter de la marge dans les deux types d’industrie.

C’est ce saut vers la pétrochimie que les raffineries africaines n’arrivent pas à réaliser. Leurs installations demeurent de facture très simple, de type hydroskimming : elles sont seulement capables de transformer le pétrole en essence ou en fioul et permettent rarement de sortir des produits à forte valeur ajoutée ou de valoriser des produits lourds en produits légers. Bref, elles produisent trop de lourd et pas assez de léger… « Sur 100 tonnes de brut, une raffinerie africaine sort 60 % de produits blancs [essence, kérosène, butane], 35 % de fioul et 5 % de déchets, quand une raffinerie sophistiquée parvient à produire 80 % de produits blancs, lesquels se vendent beaucoup plus cher que le fioul, détaille Joël Dervain.

Plus une raffinerie transforme de blanc, plus elle devient rentable. » « Faire plus de léger avec une moindre teneur en soufre dans les produits, en passant de 500 JEUNE AFRIQUE

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72

Dossier Pétrole & gaz 19,6

L’Afrique du Nord, mieux dotée en raffineries 2,7

10,9

1,7

4,5

5,9

Tunisie

Maroc M

1,2 0,5

1,2

0,6

1,7

4,7

10,4

S Sénégal 3,4 Sierra Leone Liberia

Égypte

1 Niger

1,3

,5 0,5

5,4

1

Soudan

Tchad

Côte Ghana d’Ivoire

2,5 Érythrée

0,7

6,2 2,2 Tog Togo

3,5 66,99

0,5

Libye Algérie

Mauritanie

6,5

5,8 5 4

SOURCE : CITAC AFRICA

6,2

iger Nigeria 22,1 Cameroun Cam Guinée équ.

Congo 1,2 Gabon

Capacité de raffinage en millions de tonnes/an Pays à raffineries actives Pays à raffineries fermées Pays à raffineries non opérationnelles

1 0,8

Kenya

RD Congo

Tanzanie

2,8 Angola A 1,3

Malawi

Zambie Zimbabwe Mozambique 7,4

à 10 particules par million [la norme européenne], cela revient d’autant plus cher que la raffinerie est Afrique petite, estime Jean-Pierre Favennec.

4,9 du Sud Le prix ne pourrait pas se répercuter sur 2,2 les consommateurs, qui n’auraient pas les moyens de couvrir de telles sommes. » Même si, fait valoir Séri Gogoua, « le brut africain léger, qui est de bonne qualité et facile à raffiner, ne réclame pas autant d’investissements que le brut lourd de l’Orénoque [Venezuela], que le brut soufré du Golfe ou que les sables bitumineux du Canada pour être traité ».

TRÉSORERIE. Des investissements constants

seraient nécessaires pour s’adapter aux évolutions du marché. Ils se chiffrent à plusieurs milliards d’euros, que les raffineurs africains seraient bien incapables de mobiliser. Car les raffineries souffrent déjà de graves problèmes de trésorerie, liés moins à leur gestion qu’à des raisons dépendantes des pouvoirs publics. « Le prix du carburant est souvent subventionné et le prix du butane plafonné. Il arrive aussi que les sociétés de production d’électricité ne paient pas leurs factures d’achat de fioul, comme la Senelec avec la SAR, au Sénégal », commente Séri Gogoua. Dans ces conditions, difficile pour N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

5,4

8,4 6

Sur la centaine de projets annoncés depuis dix ans en Afrique, très peu ont abouti.

les raffineurs de dégager du cash, de rentrer dans leurs frais et, surtout, d’acheter du pétrole à raffiner – même si la chute des cours leur a permis d’en acheter en plus grande quantité. « Le raffinage est très exposé aux prix du marché, se retrouvant coincé entre le prix du brut, très volatil et très spéculatif, et celui du produit fini, en fonction de l’offre et de la demande, observe Joël Dervain.

La différence entre les deux prix, qui constitue la marge, peut fondre comme neige au soleil en fonction des événements [en Côte d’Ivoire dans les années 2000, en Libye depuis 2011 et désormais au Gabon], ce qui peut rendre les investissements très aléatoires. Historiquement, pour les majors du pétrole, le raffinage a toujours été le maillon le moins rentable de la chaîne pétrolière. » Les raffineries doivent ainsi bien souvent leur salut à l’État, actionnaire majoritaire qui compense les dépenses, plus qu’au marché.

Somalie N’ayant pu surmonter la concurrence et s’adapter, certaines ont néanmoins dû fermer, notamment au Soudan,auMozambique,auZimbabwe,en Tanzanie, au Kenya ou, dernier exemple en date, au Maroc avec la Samir, à Mohammedia (lire encadré p. 70). Ce contexte n’incite pas les majors pétrolières à construire de grandes unités sur le continent. Le coût de construction, estimé entre 4 milliards et 15 milliards de dollars (de 3,5 milliards à 13,5 milliards d’euros), est un frein définitif, alors que toutes font des économies pour absorber la chute du baril depuis deux ans.

Madagascar

PÉTROCHIMIE. Néanmoins, c’est peutêtre du continent que viendra la solution. À Lekki, près de Lagos, l’homme d’affaires nigérian Aliko Dangote a lancé en 2013 le chantier d’une mégaraffinerie évaluée à 12 milliards de dollars et qui devrait ouvrir d’ici à 2019. Elle devrait transformer 650 000 b/j et résoudrait le problème de la rentabilité en intégrant à son processus des activités de pétrochimie et en s’adressant prioritairement au marché local. Ce cas fait cependant figure d’exception, car, sur la centaine de projets de construction annoncés depuis dix ans au sud du Sahara, très rares sont ceux qui ont abouti.

Faute de gros acteurs internationaux, il revient donc aux États d’engager d’immenses investissements dans des unités de conversion et de désulfuration pour sauver leurs raffineries de la fermeture. Des infrastructures qui chambouleraient le marché, avec des conséquences bénéfiques pour le continent, imagine Séri Gogoua : « Il y aurait moins de pétrole africain sur les marchés internationaux et plus pour la consommation locale. Et puisqu’ils transformeraient davantage leur brut, les États pourraient renégocier avec les compagnies leur contrat dans l’amont pétrolier, ce qui augmenterait la part qu’ils en reçoivent. » JEUNE AFRIQUE

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Dossier Pétrole & gaz INTERVIEW

Thierry Pilenko

PDG de Technip

« Nous sommes en pole position au Mozambique » Acteur majeur du secteur des hydrocarbures en Afrique, le groupe français inscrit le continent au cœur de sa stratégie de développement. Rencontre.

D

epuis sa création par l’Institut français du pétrole, en 1958, Technip est un acteur majeur du développement des hydrocarbures dans le monde. En 2015, l’entreprise a réalisé 12,2 milliards d’euros de chiffre d’affaires.

Spécialisée dans l’ingénierie de projet et dans la construction d’infrastructures, elle a participé à la mise en production des grandes découvertes africaines de ces dernières années : Pazflor et Kaombo (Angola), Moho Nord (Congo), Jubilee et TEN (Ghana)… Et elle est aussi bien positionnée pour participer à la révolution gazière promise à l’Afrique de l’Est. À la veille de sa fusion avec l’américain FMC Technologies, son PDG a répondu aux questions de JA. JEUNE AFRIQUE : Technip est-il frappé par le ralentissement de l’exploration, conséquence de la chute du prix du pétrole ?

THIERRY PILENKO : Nous inter-

venons plus en aval, au moment où l’on réalise les grandes infrastructures. Nous sommes toujours dans la phase de développement de découvertes faites il y a plus de cinq ans, comme Moho Nord et Kaombo, sur lesquelles il y a eu des décisions d’investissement prises en 2012 ou en 2013. Notre carnet de commandes est donc bien rempli.

Mais, à terme, allez-vous être affectés par l’absence de grandes découvertes ?

Ce constat n’est pas seulement lié à la chute du cours du pétrole, mais aussi au fait que les thèmes géologiques classiques ont déjà

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© VINCENT FOURNIER/JA

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été largement explorés. Au large de l’Angola, il y a sans doute un potentiel important dans les couches présalifères. Il s’agit de forages assez profonds, l’exploration va prendre un peu de temps. Les compagnies vont d’abord se concentrer sur le développement de petits champs marginaux, qu’elles vont chercher à raccorder à des installations existantes. En revanche, plus au nord, de nouveaux thèmes ont été explorés avec succès, par exemple les marges abruptes au Ghana, qui étaient considérées comme stériles jusqu’à la découverte du champ Jubilee. Cela recrée de l’intérêt pour ce type d’environnement, de la

Le PDG espère finaliser la fusion avec FMC Technologies au premier trimestre de 2017.

Côte d’Ivoire jusqu’à la Mauritanie.

Mais l’exploration ne redémarrera vraiment que lorsque nos clients auront de la visibilité sur le prix du pétrole.

Au Sénégal, Kosmos Energy vient d’annoncer une importante découverte de gaz, qu’elle annonce vouloir exploiter dans les quatre ans…

Kosmos a la réputation de tenir ses engagements. Jubilee est le champ qui est le plus vite entré en production – cinq ans après sa découverte –, notamment grâce au savoir-faire de Technip. Donc le jour où les champs sénégalais seront développés, nous serons là.

JEUNE AFRIQUE

75

Nous pensons néanmoins que les gisements d’Afrique de l’Est vont être exploités avant, parce que leur potentiel est très important.

gisement, comme ce que Technip a fait en Chine. Le gaz liquéfié n’est pas alors transporté par un pipeline, mais par camions.

Vous avez signé un contrat avec Eni pour une usine flottante de liquéfaction de gaz au Mozambique.

Technip a annoncé un plan de réduction de ses coûts fixes. Où en êtes-vous ?

Technip est le seul groupe à avoir conçu et construit une usine flottante, qui est aujourd’hui positionnée au large de la Malaisie.

L’intérêt est de permettre d’avancer par étapes dans l’exploitation des champs gaziers, avant de construire les usines à terre, qui réclament des dizaines de milliards d’euros d’investissement. Nous sommes en très bonne position, mais Eni n’a pas encore pris la décision d’investissement finale. L’important pour la compagnie, c’est de trouver les clients qui, sur vingt à trente ans, pourront s’engager à acheter son gaz. Or, géographiquement, ils ne sont pas très loin : l’Inde, la Corée, la Chine, le Japon… Nous pensons que, d’ici à un an, la décision d’investir pourrait être prise.

L’Afrique est-elle devenue plus gazière que pétrolière ?

La perception des gisements de gaz a beaucoup évolué. Il y a trente ans, quand on en trouvait, ce n’était vraiment pas une bonne nouvelle…

Technip et ses partenaires sont passés par là. Nous avons construit des usines de liquéfaction, et le Nigeria est devenu un grand exportateur de gaz. Aujourd’hui, les réserves du Mozambique sont considérables.

Certains géologues, sans doute un peu optimistes, disent que le potentiel de ce bassin pourrait être aussi important que celui du Qatar.

Y a-t-il un marché domestique pour le gaz subsaharien ?

À terme oui, mais pour l’heure l’Afrique manque d’infrastructures.

Des pays comme le Ghana vont sûrement utiliser leur gaz pour produire de l’électricité. S’il y a des découvertes à terre, on peut aussi imaginer de petites usines de liquéfaction construites à côté du JEUNE AFRIQUE

L’objectif d’économies est passé de 830 millions à 1 milliard d’euros, car nous avons identifié de nouvelles opportunités d’optimisation.

Nous avons par exemple réduit de manière significative le coût de maintenance de notre flotte. Nous avons fermé certains bureaux, comme en Nouvelle-Zélande et en Birmanie. Nous avons aussi cédé notre activité en Allemagne.

En Afrique, il n’y a pas eu d’action spécifique, car notre carnet de commandes est plein.

Quand le PDG de Total, interviewé par JA, demande aux sous-traitants de faire des efforts, que répondez-vous ?

Travaillons ensemble, très en amont, regardons les architectures

Le jour où les champs gaziers sénégalais seront développés, nous serons là. des projets et allons chercher toutes les optimisations possibles en matière de choix technologiques.

C’est dans cet état d’esprit que nous avons créé une coentreprise avec le spécialiste du matériel sousmarin FMC Technologies. Cela a tellement bien marché que nous avons décidé de fusionner. Le processus devrait aboutir au premier trimestre de 2017. Ensemble, Technip et FMC auront tout, de la tête du puits jusqu’à la plateforme, pour réaliser les plus grands projets d’infrastructures sous-marines, comme à Kaombo.

En Angola, justement, vous opérez en partenariat avec la Sonangol.

C’est une demande des pouvoirs publics ?

C’est unedemande normaledela part des États, qui souhaitent développer des compétences locales.

Au Ghana, nous avons aussi créé une coentreprise avec la Ghana National Petroleum Corporation.

Ce sont des filiales qui emploient entre 80 % et 90 % de locaux et qui travaillent sur le développement des projets et l’ingénierie de maintenance, pour garantir la pérennité de l’activité. Nous avons fait la même chose au Brésil.

Au Nigeria, Muhammadu Buhari peut-il rassurer les investisseurs?

Actuellement, nous travaillons peu au Nigeria, où il y a eu peu de grands développements offshore ces dernières années. Mais c’est vrai qu’avec l’arrivée du président Buhari la situation s’éclaircit un peu, notamment en ce qui concerne le paiement des royalties et le rôle de la Nigerian National Petroleum Corporation. Les pouvoirs publics doivent cependant continuer de travailler pour améliorer la sécurité.

Vous avez aussi des contrats en Libye, où la situation sécuritaire reste très difficile…

Nous connaissons la Libye depuis longtemps, et nous y avons récemment gagné un projet développé par Eni. Mais le champ est suffisamment loin des côtes pour qu’il n’y ait rien à craindre concernant la sécurité des personnels.

Pour le moment, les compagnies pétrolières ne font pas d’investissements à terre parce que les conditions de sécurité ne sont pas remplies.

En Algérie, vous êtes en conflit avec la Sonatrach, qui a annulé votre contrat de modernisation de la raffinerie de Sidi Arcine. Cette affaire est-elle réglée ?

Une procédure d’arbitrage est en cours à Genève, je ne peux pas faire de commentaire. Les relations entre Technip et la Sonatrach sont restées professionnelles, nous continuons de dialoguer.

Propos recueillis par JULIEN CLÉMENÇOT N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

Dossier Pétrole & gaz ÉNERGIE

Gaz à tous les étages chez Total Le groupe français réfléchit à la mise en place de filières complètes en Afrique. Liquéfaction de gaz naturel, production d’électricité, distribution… Dans son viseur : le Maroc et la Côte d’Ivoire.

P

réparer le futur, tout en répondant aux préoccupations liées au changement climatique. Porté par le train des énergies vertes, le groupe pétrolier Total a créé en septembre une nouvelle branche « gaz, énergies renouvelables et électricité » qui confirme son ambition de devenir un leader mondial de l’énergie responsable.

L’objectif ? Que d’ici à vingt ans les énergies à bas carbone représentent 20 % de son activité. Deux fois moins polluant que le charbon

DIVALDO GREGORIO/TOTAL

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et complément idéal compte tenu de l’intermittence des énergies renouvelables, le gaz naturel – qui représente aujourd’hui la moitié des réserves du groupe français – devrait se hisser au second rang mondial dans le mix énergétique à l’horizon 2035.

Total table sur une hausse de 20 % de la production de gaz entre 2015 et 2020. Dans le même temps, les ventes de gaz et de gaz naturel liquéfié (GNL), qui permet le transport par bateau sur de longues distances, devraient

Un cargo chargé de GNL sur la côte angolaise.

être multipliées par deux. « La surcapacité affecte les prix à court terme, mais les perspectives à long terme pour le gaz et le GNL restent favorables. Le marché sera bien approvisionné jusqu’en 2020, mais ensuite il y aura des opportunités pour des projets robustes. Dans l’avenir, la demande de gaz sera plus forte que la demande de pétrole », a souligné Patrick Pouyanné, directeur général de Total, devant la communauté financière de Londres, le 22 septembre.

PRIORITÉ. Dans cette perspective, l’Afrique occupe une place singulière : Total est présent dans plus de 40 pays du continent et travaille sur l’ensemble de la chaîne énergétique. Il est actif depuis longtemps au Nigeria dans l’exploitation de champs gaziers pour l’exportation de GNL et possède des usines de liquéfaction dans ce même pays (d’une capacité d’environ 40 millions de tonnes par an), mais aussi en Angola (5,2 millions de tonnes par an). Mais, désormais, l’Afrique l’intéresse aussi en tant que marché. Le groupe français envisage de développer des infrastructures de réception du GNL et de vendre du gaz en Côte d’Ivoire et au Maroc.

ET LE SOLAIRE ?

L’accélération deTotal dans l’énergie solaire date de 2011, quand le groupe a acquis une majorité du capital de SunPower, l’un des leaders mondiaux du photovoltaïque. « L’Afrique a un potentiel inégalable », relevait Marc de Lataillade, vice-président deTotal chargé du solaire, lors des rencontres Africa 2016, fin septembre à Paris : « Sa population est en N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

croissance, mais plus de la moitié des habitants n’ont toujours pas accès à l’électricité. Par ailleurs, l’électricité est chère, entre 0,15 et 0,20 euro le kWh, avec des subventions qui pèsent sur les budgets nationaux. Or, dans de nombreux environnements, le solaire devient compétitif, et la parité réseau [quand le coût de production photovoltaïque est égal au

prix de vente de l’électricité conventionnelle] sera bientôt atteinte dans de nombreux pays africains. » Deux centrales solaires de SunPower fonctionnent depuis 2014 en Afrique du Sud, avec une puissance cumulée de 33 MW. La construction d’une troisième centrale, de 86 MW, utilisant des trackers pour suivre le parcours du soleil, doit se

terminer en fin d’année.

Total s’est aussi lancé dans le solaire décentralisé pour les zones non connectées aux réseaux électriques : près de 6 millions de lampes solaires (Awango) ont ainsi été distribuées. Le groupe est enfin entré au capital de deux start-up américaines proposant des kits solaires aux consommateurs kényans et C.M. tanzaniens.

JEUNE AFRIQUE

77

AU MOZAMBIQUE, LES MÉGAPROJETS EN SUSPENS

E

n dépit de gisements prometteurs (estimés à 184 000 milliards de pieds cubes), les projets gaziers au Mozambique sont retardés ou gelés en raison de la chute drastique des cours. Le groupe italien Eni, actionnaire principal du bloc 4, doit ainsi se prononcer d’ici à la fin de l’année sur son projet d’usine flottante de liquéfaction de gaz, d’une

capacité de 3,4 millions de tonnes par an. La production de GNL, prévue pour 2021, serait essentiellement destinée aux marchés asiatiques.

Eni a besoin de plusieurs milliards de dollars, qu’il pourrait obtenir sous forme de prêts bancaires bénéficiant de garanties d’États, notamment du Royaume-Uni et de la Chine. L’américain

de nouveaux marchés, dont l’Afrique », explique Philippe Sauquet, directeur général de la branche « gaz, énergies renouvelables et électricité ». Plusieurs FSRU sont envisagées sur le continent, notamment en Afrique du Sud, en Namibie, au Kenya, au Sénégal, en Côte d’Ivoire et au

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Ghana. Ces nouveaux marchés devraient représenter pour Total plus de 50 % de la croissance des ventes de GNL d’ici à 2025.

L’Afrique pourrait par ailleurs représenter un débouché pour les bouteilles de gaz de pétrole liquéfié (GPL).

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Anadarko, sur le bloc 1, a quant à lui un projet de liquéfaction de gaz de 15 milliards de dollars (environ 13,4 milliards d’euros), également en stand-by en raison des mauvaises conditions de marché. La major doit par ailleurs reloger les familles de pêcheurs le long de la côte, une opération estimée à 300 millions de C.M. dollars.

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15

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Pour cela, il réfléchit à la mise en place de filières complètes, du champ gazier jusqu’au réseau de distribution, en passant par l’usine de production électrique.

D’autant que le Maroc s’est fixé comme objectif la construction d’un terminal d’importation de GNL sur le site de Jorf Lasfar. De son côté, la Côte d’Ivoire, qui ne produit pas assez de gaz naturel pour répondre à la croissance de la demande locale, va se tourner elle aussi vers les importations de GNL. Les premières livraisons sont attendues en 2018. Le pays entend par ailleurs doubler sa production de gaz en faisant appel à des investisseurs étrangers. « Le GNL est dans le top de nos priorités. Le développement d’unités flottantes de stockage et de regazéification [FSRU] permet d’en diminuer les coûts. Ces unités sont aussi plus rapides à connecter que les traditionnels terminaux de gaz, et cela ouvre

Dossier Pétrole & gaz

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TRIBUNE

SAAD POUR JA

À quoi sert l’Opep ?

CHARLES THIÉMÉLÉ Directeur du développement en Afrique d’AOT Trading

C

omme à chaque période de doute sur l’évolution du cours des produits pétroliers, la réunion à Alger, fin septembre, de l’Organisation des pays expor ateurs de pétrole (Opep) a permis de s’interroger une nouvelle fois sur l’utilité de cette entité. L’objectif défini par ses membres lors de sa création a-t-il encore un sens aujourd’hui, alors que l’on voit décroître son influence ? De fait, la part des quatorze pays membres dans la production mondiale diminue sans cesse, par le double ef et de la réduction de la production de certains pays en proie à des dif icultés (guerre, terrorisme…) et de l’arrivée sur le marché de nouveaux barils à la suite de récentes découvertes.

L’évolution du prix du pétrole répond de moins en moins à une simple logique d’of re et de demande, mais ces fondamentaux restent le critère de fixation des politiques de prix des acteurs. Par peur d’abandonner leurs parts de marché aux nouveaux pays producteurs plus compétitifs, les membres de l’Opep, et notamment les plus influents, ne respectent pas les recommandations émises par l’organisation sur les limitations par pays et les réductions de production. L’ rabie saoudite a ainsi continué de produire à plein régime.

Sur notre continent, la baisse des prix s’est transformée en défi pour tous les pays fortement dépendants de leur rente pétrolière. Un membre de l’Opep, le Nigeria, a perdu sa première place de producteur africain au profit d’un non-membre, l’Angola ; la Libye peine à retrouver la stabilité nécessaire à la production de son pétrole; et d’autres pays à la production moindre, comme le Gabon, se retrouvent pris au piège de ce jeu de puissants.

des 60 dollars pour commencer une folle remontée vers les 80-100 dollars ?

Il y a une donnée qui réduit l’influence des producteurs africains au sein de l’organisation.

Ils sont ceux qui auraient le plus besoin d’une hausse des prix à cour terme, mais sont aussi ceux qui ont le moins de barils de réserve.

C’est aussi le cas de producteurs d’Amérique latine, comme le Venezuela. À l’inverse, l’Iran et l’Arabie saoudite, qui lut ent pour préserver leurs parts de marché face aux États-Unis, disposent de barils de réserve en nombre.

Cette dichotomie empêche l’organisation de parler d’une seule voix et nuit à son ef icacité comme régulateur indirect du prix du baril.

L’objectif de l’Opep de maintenir un prix raisonnable pour la production des barils de ses membres semble donc de plus en plus hors de sa portée et de son contrôle.

L’organisation continuera d’exister et servira de soupape, dans un marché influencé par

Ses membres les plus influents ne respectent pas les recommandations émises par l’organisation…

Aujourd’hui, il nous est of ert une opportunité de repenser la contribution du pétrole au développement de nos économies. Car bien malin qui pourrait dire dans quelle ère nous entrons ! Celle d’un prix raisonnable du pétrole pour les cinq ou dix ans à venir, dans une fourchette de 40 à 50 dollars ? Ou celle d’un rebond dans les dix-huit prochains mois, qui permettra de franchir la barre symbolique N 0 2910 • DU 16 AU 22 OCTOBRE 2016

les facteurs extérieurs d’un monde en constante évolution, face à une demande en produits pétroliers soumise à la croissance des pays émergents – ou en voie de l’être – et face au combat des lobbies antipétrole qui poussent au développement d’énergies propres au détriment des énergies fossiles. À la suite de la réunion d’Alger, des objectifs de 10,1 millions et 3,7 millions de barils par an ont été définis respectivement pour l’Arabie saoudite et pour l’Iran. Au total, l’ensemble des pays membres produiraient environ 800000 barils par jour. Mais, au-delà des ef ets d’annonce, il faudra, pour rétablir une véritable influence de l’Opep, que ses membres respectent strictement leurs engagements et les limitations décidées, afin que leurs ef ets sur le marché soient crédibles et durables. Pour reprendre une expression d’outre-Atlantique, « actions from Opep countries will speak louder than words »… « Les actions des pays de l’Opep parleront plus for que leurs mots. » JEUNE AFRIQUE

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DR

Le nouveau patron de la compagnie publique nigériane a été nommé début juillet par le chef de l’État.

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ATTAQUES. L’un d’entre eux est lié à la dégringolade, depuis 2014, des cours de l’or noir, alors que les recettes fiscales issues du secteur pétrolier représentent 70 % des contributions au budget de l’État. Dans ce contexte, la NNPC n’a d’autre choix que de plaider pour une hausse des prix au sein de l’Opep (dont le secrétaire général est nigérian depuis août) et de chercher à maximiser ses revenus. Ce dernier défi est d’autant plus difficile à relever que le pays subit une recrudescence des attaques contre ses installations pétrolières menées par les Niger Delta Avengers, un groupe armé qui sabote la production d’or noir.

Sans surprise, la restauration des niveaux de production et la réparation des infrastructures endommagées figurent parmi les seize priorités que Maikanti Baru s’est fixées lors de sa prise de fonctions. Mais le nouveau patron de la NNPC a aussi fait des propositions de long terme: tester de nouveaux business models, créer un conseil de sécurité réunissant tous les acteurs de la filière, ou encore améliorer le raffinage. Fidèle à son CV, Maikanti Baru s’annonce sur tous les fronts.

MARION DOUET

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prioritairement les rênes de la NNPC à des cadres venus du privé, mais il a choisi un expert compétent, recommandé par Kachikwu pour mener les nombreuxchantiersquis’imposentàlui.

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57ans,MaikantiKacallaBaru connaît la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) comme sa poche.

Cet ingénieur, diplômé de l’université Ahmadu-Bello, à Zaria (Nord), a occupé de nombreux postes au sein de la compagnie publique qu’il doit désormais diriger. Parmi lesquels, dans les années 1990, celui de patron des investissements de l’État dans le secteur pétrolier, puis, entre 1999 et 2004, celui de responsable des négociations dans le projet de gazoduc ouest-africain, avant d’œuvrer dans les domaines du gaz liquéfié et de la commercialisation du brut.

Dernièrement, Maikanti Baru dirigeait les activités exploration et production de la NNPC, tout en conseillant son prédécesseur,EmmanuelIbeKachikwu; le président Muhammadu Buhari avait nommé, peu après son arrivée au pouvoir, cet homme de confiance à la tête de la compagnie publique, avant de lui confier également le ministère du Pétrole. « Il y a toujours eu des questionnements sur le fait d’attribuer à une seule personne la direction de la NNPC et le ministère », estime Rolake Akinkugbe, analyste nigériane spécialiste de l’énergie, ajoutant que la nomination de Maikanti Baru met un terme à cette situation inconfortable. Certes, en choisissant ce dernier, le président Buhari a contredit sa volonté de confier

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Maikanti Baru doit faire face à la chute des cours du pétrole et aux sabotages dans le delta du Niger.

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Un pompier à la NNPC

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