Jeune Afrique - Après avoir puisé dans leurs réserves, les majors reprennent les investissements dans l’industrie pétrolière à la faveur de la hausse du prix du baril. L’industrie pétrolière africaine, ne dérogeant pas à la tendance mondiale, connaît une embellie avec la reprise des investissements, catalysée par la hausse des prix du brut sur les marchés internationaux.

Après les trois contractions annuelles consécutives qui ont réduit les investissements en amont à 432 milliards de dollars en 2016, leur plus bas niveau depuis au moins dix ans, certains observateurs, y compris Khalid Al-Falih, le président d’Aramco, le plus grand pétrolier du monde, avaient formulé l’hypothèse d’une pénurie à moyen terme, en indiquant que les compagnies pétrolières ne cessaient de puiser dans leurs réserves en retardant le renouvellement des stocks.

Ce scénario semble maintenant moins plausible. Vu la prépondérance du secteur primaire dans les économies africaines, l’industrie pétrolière et les ressources naturelles sont cruciales pour le continent.

La baisse des prix des matières premières ces dernières années a non seulement hypothéqué les équilibres macroéconomiques dans plusieurs pays, mais a aussi eu, dans certains cas, des conséquences politiques.

Excédent exportable

Selon l’Agence internationale de l’énergie (IEA), les investissements en 2017 dans l’industrie de l’énergie, tous secteurs confondus, ont baissé pour la troisième année consécutive, enregistrant un déclin de 2 %, à 1 800 milliards de dollars. Cependant, l’année a été marquée par l’inflexion de l’investissement dans l’exploration et la production (E&P), avec une expansion de 4 %, à 450 milliards de dollars.

En Afrique, la trentaine de pays producteurs de pétrole fournissait l’année dernière environ 7 millions de barils par jour (b/j), soit 7,2 % des 97,4 millions de b/j extraits dans le monde. Les sept plus grands fournisseurs – tous membres de l’Opep, à l’exception de l’Égypte – comptaient pour 89 % de l’offre, ou 6,3 millions de b/j.

Selon l’IEA, la demande africaine en pétrole aura été de 4,3 millions de b/j en 2018, soit 4,3 % des 100 millions produits globalement, laissant ainsi un excédent exportable de plus de 2,8 millions de b/j. Mais le continent reste dépendant des importations de produits distillés à cause de la faiblesse de l’outil de raffinage.

Plateformes

Le nombre des plateformes actuellement actives dans l’E&P semble confirmer la reprise. Selon les données compilées pour le compte des industriels du secteur par le fournisseur de services Baker Hughes, le nombre de plateformes en Afrique en août avait dépassé le seuil symbolique de 99. Parmi les 103 structures, qui représentent 10,2 % du nombre global, moins de 17 % étaient affectés à des forages offshore.

À leur plus bas depuis plus de dix ans en décembre 2017, lorsque le nombre de plateformes n’était que de 76, seulement 10 étaient stationnées en mer, soit 13 %. Parce que les coûts d’exploitation en mer ont tendance à être plus élevés, les pétroliers commencent par remiser les plateformes offshore lorsqu’ils sont acculés à réduire les dépenses en période de crise, nous indique un analyste du secteur.

Le taux avait touché son plus haut niveau depuis plus de cinq ans en décembre 2014, à 34,6 %, lorsque 136 plateformes étaient en service et que le cours du baril de brut dépassait les 100 dollars.

À cette époque, lorsque les pétroliers cherchaient à produire toujours plus pour profiter des prix élevés du brut, les sociétés d’exploration poussaient leurs pions dans de nouvelles contrées à la recherche de plus de réserves.

En revanche, la contraction subie par le secteur ces dernières années a recentré l’investissement sur les marchés traditionnels en Afrique, à l’exception des pays où les gouvernements étaient plus agressifs dans leurs efforts à attirer des investisseurs dans le secteur, notamment à travers des cadres réglementaires revus pour réduire les risques des multinationales et offrir de meilleures conditions pécuniaires.

Maintenant que la reprise semble se profiler, les pétroliers reprennent le chemin des pays qui aspirent à rejoindre le club des producteurs, en explorant notamment en offshore. Parmi les gisements récemment découverts, Tortue, au large de la Mauritanie et du Sénégal, devrait produire du gaz naturel liquéfié (GNL) d’ici à 2021.

Le britannique BP y détient une participation de 61 % aux côtés du fournisseur de services américain Kosmos Energy (29 %), le reste étant entre les mains des gouvernements des deux pays, avec une participation de 5 % chacun à travers Petrosen et SMHPM. Les quatre partenaires sont aussi associés dans deux gisements voisins : Teranga et Yakaar.

En Angola, la production a perdu en juillet 200 000 b/j sur douze mois, à 1,45 million de b/j, soit une baisse de 12 % principalement due au déclin naturel de plusieurs gisements en fin de cycle dans le plus grand pays pétrolier d’Afrique.

Cependant, le lancement en juillet de l’exploitation du nouveau champ offshore Kaombo, dans lequel Total a injecté près de 16 milliards de dollars d’investissements, devrait ajouter une capacité de 115 000 b/j en décembre avant que la cadence n’atteigne à terme un rythme de croisière de 240 000 b/j.

Les majors continuent de jouer un rôle prépondérant dans l’industrie pétrolière africaine. ExxonMobil est en train d’étendre son exploration en Mauritanie, en Guinée équatoriale et en Afrique du Sud. Au Mozambique, le géant américain compte extraire du gisement Coral, dès 2022, l’équivalent de 3,4 millions de tonnes par an (mta) de GNL, avant de passer à 13 mta en 2024.

Pour sa part, Total, qui a budgétisé 30 % de ses investissements en 2017 pour l’Afrique, s’est engagé en février aux côtés de Qatar Petroleum pour explorer le Bloc 11B/12B en Afrique du Sud. À la fin de 2017, les réserves prouvées en Afrique de la société française atteignaient 1,74 milliard de barils équivalent pétrole (bep), soit 15 % des 11,48 milliards de bep agrégés. Marge d’expansion

L’autre signe qui confirme l’inflexion dans l’industrie pétrolière en Afrique est la reprise des opérations de fusions-acquisitions. En février, Total a déboursé 450 millions de dollars pour le rachat de 16,3 % du capital de Marathon Oil Libya, lui procurant l’accès à des réserves dépassant les 500 millions de bep.

Cependant, les deux plus grandes transactions ces derniers mois sont celles dans lesquelles ENI était partie prenante. La société milanaise avait racheté les 25 % d’intérêts détenus par ExxonMobil dans la concession gazière Rovuma, au Mozambique, pour 2,8 milliards de dollars, puis a cédé au russe Rosneft 30 % de ses parts dans le champ gazier géant Al Zohr, en Égypte, pour près 1,13 milliard de dollars.

Alors que le continent reste largement excédentaire en pétrole brut, la capacité de production renferme encore des marges d’expansion. En effet, la production actuelle de pétrole, pour la majeure partie, se limite au secteur conventionnel, alors que le segment du pétrole de schistes reste encore globalement inexploré. L’IEA s’attend à ce que la production continentale grimpe à 9 millions de b/j dès 2022.

Par Tarik Bargal