Spécial Hydrocarbures : quand les juniors taquinent les majors (Jeune Afrique n°2711-12 du 23/12/2012)

Depuis une dizaine d’années, les sociétés indépendantes sont à l’origine de la plupart des découvertes de pétrole en Afrique. Poussant parfois les multinationales bien installées à se remettre en question.

Difficile d’admettre ouvertement s’être fait bousculer par plus petit que soi. C’est pourtant un peu le sentiment des supermajors pétrolières à l’évocation du succès, depuis une dizaine d’années et particulièrement en Afrique, des compagnies indépendantes – ou juniors. TullowOil, Afren, Maurel & Prom (Iire ci-dessous), Kosmos Energy, African Petroleum… Elles seraient plus de 700 à s’activer dans les contrées inexplorées du continent.

« L’arrivée massive des indépendants a été un facteur important pour le développement du secteur pétrolier en Afrique », explique Duncan Clarke, consultant et écrivain spécialiste des questions pétrolières en Afrique. « Ils ont ouvert de nouvelles frontières, augmenté le flux d’affaires et sont devenus les partenaires des grands groupes pétroliers et des entreprises d’État. Leur empreinte a augmenté au cours de la décennie et continuera d’augmenter dans les dix années à venir », poursuit-il. Un phénomène pas uniquement africain : en Guyane française, le britannique Tullow Oil est ainsi à l’origine d’une mise au jour qui devrait dépasser les 500 millions de barils de réserve.

Sensation. Parmi les succès africains de ces dernières années, le champ Jubilee, découvert au large du Ghana en 2007 par Tullow Oil et l’américain Kosmos Energy, est resté dans toutes les mémoires avec ses 1,5 milliard de barils de réserve. Aidan Heavey, directeur exécutif de Tullow Oil, marquera une fois de plus les esprits, en 2010, avec l’annonce d’une nouvelle découverte de taille, en Ouganda, sur le lac Albert, avec son compatriote Heritage Oil. Au final, ce sont 2,5 milliards de barils qui ont été mis au jour sur le lac, En 2001, déjà, le français Maurel & Prom avait fait sensation, avec les 250 millions de barils de brut découverts au Congo sur le permis de M’Boundi, alors que la société cotée à Paris démarrait tout juste ses activités dans le secteur de l’exploration-production. Des succès significatifs, bien qu’ils restent rares. « Les risques pris ne sont pas toujours payants », tempère Jean-François Hénin, patron de Maurel & Prom.

Reste que les grandes découvertes se font plus rares du côté des majors. Il y a bien l’Angola, avec les champs Girasol, Dalia ou Pazflor du français Total, ou encore les réserves de gaz considérables découvertes au large du Mozambique par l’italien Eni depuis 2011 (lire ci-dessous). Mais, pour la plupart, les majors sont arrivées après la bataille et l’ont payé cher : 1,1 milliard d’euros pour Eni pour acquérir M’Boundi, 2,1 milliards d’euros pour Total et le chinois Cnooc pour s’octroyer deux tiers des blocs en Ouganda… « Cela nous coûte évidemment plus cher d’entrer sur un permis déjà exploré que de le taire nous-mêmes », avoue un cadre d’une grande société du secteur.

Course. Ces coups de boutoir ont-ils suffi à bousculer la stratégie du moindre risque adoptée depuis plusieurs années par les majors? « Certaines supermajors ont remarqué l’accroissement rapide des actifs des juniors et leur ont emboîté le pas pour devenir plus actives dans les zones frontalières »  remarque Duncan Clarke. Total a ainsi décidé de tenter sa chance en Côte d’Ivoire sur le prolongement de Jubilee. Eni, dont la stratégie, dans la foulée de Jubilee, fut de frapper partout, a finalement rencontré le succès au Mozambique. « Les supermajors se rendent compte qu’elles ne doivent pas seulement se regarder, mais aussi entrer dans la course avec les petites. On a pu également remarquer une augmentation des partenariats entre supermajors et petites entreprises », relève encore Duncan Clarke.

Dans l’organisation même des majors, la transformation est palpable. Alors que Tullow Oil a récemment mis la main sur un géologue d’ExxonMobil, il devenait urgent pour les leaders de se moderniser. Les services exploration ont repris leur place d’antan, au cœur de leur stratégie. « Dans les juniors, les géologues sont intéressés aux résultats, raconte un cadre de l’industrie pétrolière. On leur fait confiance, ils ont la possibilité d’explorer de nouveaux horizons… C’est beaucoup plus excitant et, si ça marche, très gratifiant. » Chez les indépendants, le recours à d’anciens géologues qui connaissent bien le terrain est monnaie courante, alors que les majors ont tendance à trop déplacer leur matière grise. Certaines régions africaines (l’Afrique de l’Est notamment), aujourd’hui en plein boom, avaient d’ailleurs été explorées il y a une trentaine d’années par les grandes…

Dans le discours aussi, on évolue. Christophe de Margerie, PDG de Total, aime ainsi dire et redire depuis deux ou trois ans que « Total va de nouveau prendre des risques », tout en avouant à mots couverts qu’il « préfère un forage positif à un forage sec ». Prendre des risques, mais pas trop… « Il y aura d’autres Jubilee! » prédisait déjà Paolo Scaroni, le patron d’Eni, avant d’être à l’origine du succès mozambicain. « Nous avons changé la vision des majors sur l’exploration pétrolière, nous en sommes sûrs », estime pour sa part George Cazenove, le porte-parole de Tullow Oil.

Long terme. Y a-t-il pour autant une recette ? « La réussite n’est possible que grâce à une stratégie de long terme », poursuit George Cazenove, rappelant que Tullow Oil, coté à Londres, travaille depuis vingt-sept ans d’arrache-pied: « Il est important de connaître la géologie des pays: au Kenya [où de premières découvertes ont été réalisées, NDLR], nous avions remarqué des thèmes géologiques similaires à ceux du lac Albert, en Ouganda. Nous nous appuyons aussi beaucoup sur les sociétés locales et les populations. » Pour d’autres habitués des dossiers pétroliers africains, la réalité est parfois plus abrupte: « Dans certains pays, comme en Guinée, au Liberia ou en Sierra Leone, les juniors peuvent avoir accès plus facilement au domaine minier que les majors, qui les rejoignent ensuite par acquisition de licence », affirme un spécialiste, évoquant des soupçons de corruption.

Mais la réponse se trouve aussi du côté de « l’imagination », selon Jean-François Hénin. Les juniors, qui ciblent principalement de petits gisements, tombent parfois sur de grosses découvertes mettant en évidence des pièges stratigraphiques inexplorés jusqu’alors. Exemple avec Kosmos, au Ghana: les dirigeants étaient d’anciens cadres de Triton Energy, une société à l’origine de la découverte, en 1999, du champ de Ceiba, en Guinée équatoriale. Lorsqu’ils sont tombés sur Jubilee, ils cherchaient le même thème géologique…

Reste que peu s’aventurent dans la production : souvent meilleurs explorateurs que développeurs, les indépendants préfèrent généralement vendre leurs actifs aux plus offrants (Heritage Oil en Ouganda, Cove Energy au Mozambique…). Les quelques tentatives d’exploitation ont d’ailleurs été assez décevantes, comme en Mauritanie, où le champ de Chinguetti (découvert par l’australien Woodside) n’aura jamais tenu ses promesses en termes de volume de production. Au Ghana aussi,  l’objectif de 120.000 barils par jour se fait toujours attendre. « Nous allons régler le problème, c’est évident », assure le porte-parole de Tullow Oil. Sur la question de leur dépendance technique et financière par rapport aux majors, George Cazenove est catégorique: « Nous n’avons pas besoin des majors pour développer nos champs. Mais, dans certains cas, comme en Ouganda, où il faudra une raffinerie et un pipeline de plusieurs milliers de kilomètres, leur expertise est nécessaire. » Ainsi que leurs fonds…

Les exemples de juniors devenues « super-indépendantes » comme Tullow Oil – qui ne supporte plus d’être qualifiée de junior – sont rares. « Il y en a d’autres, comme Afren [cotée à Londres]. Mais seules quelques-unes suivront le mouvement dans les années à venir », précise Duncan Clarke. Beaucoup, au contraire, disparaissent, et d’autres encore disparaîtront. Enfin, elles seront de plus en plus locales: quelque 120 juniors africaines, déjà actives sur le continent, pourraient bien à terme bousculer leurs grandes sœurs.

Michael Pauron

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Interview de Jean-François Henin, PDG de Maurel et Prom : « Soit nous sommes rachetés, soit nous fusionnons »

Le patron de Maurel & Prom détaille sa stratégie en Afrique et dévoile ses ambitions pour l’avenir. L’occasion, aussi, de répondre aux rumeurs de vente du groupe français.

Avec un chiffre d’affaires de374 millions d’euros en 2011 (et 322 millions sur les neuf premiers mois de 2012) et des réserves de 250 millions de barils équivalent pétrole dans onze pays, dont six africains (Congo, Gabon, Namibie, Nigeria, Mozambique et Tanzanie), Maurel & Prom (M&P) est une compagnie indépendante atypique. D’une société maritime spécialisée sur l’Afrique de l’Ouest créée en 1813, le groupe, coté à Paris et à Lagos, s’est progressivement transformé, pour démarrer la production de pétrole au Congo en 2000 avec quelque 188 barils par jour. Sa production quotidienne a dépassé les 22.000 barils en décembre.

Jeune Afrique (JA) : Quelles sont les perspectives financières et de production de M&P Pout 2012 et 2013?

Jean-François Henin (JFH) : Nous espérons principalement augmenter notre production l’année prochaine au Gabon, grâce à l’utilisation d’un produit pour détruire Ia gangue qui se forme autour des puits et nous empêche d’atteindre nos prévisions. Le produit, élaboré avec Rhodia, sera testé début janvier 2013. Un autre produit devrait nous permettre de mieux contrôler l’injection d’eau [utilisée pour mettre le puits sous pression, NDLR]. Si tout fonctionne, nous espérons atteindre 33.000 barils par jour. Début 2013, au Congo, nous allons faire deux ou trois puits sur une zone identifiée par une entreprise qui recherchait de la potasse, et nous allons voir si le pétrole mis au jour est commercialisable. Enfin, en Namibie, nous avons quatre blocs avec Petroleum Geo-Services. Il devrait y avoir une bonne surprise de ce côté-là aussi. Financièrement, il n’y aura pas de révolution, car l’effondrement d’une plateforme au début de l’année a pesé sur nos volumes de production, mais l’exercice 2012 devrait néanmoins être meilleur que celui de 2011.

JA : vous êtes présents en Tanzanie et au Mozambique, zone hyperactive depuis les découvertes gigantesques de gaz par Anadarko et Eni… Quelle y est votre position ?

JFH : Notre objectif est de jouer un rôle sur les marchés locaux. Nous avons mis au jour 800 millions de pieds cubes de gaz [22,6 millions de m3], mais nous pensons multiplier par trois ces réserves dans les années à venir. Nous aurions ainsi de quoi satisfaire la demande locale pour plusieurs années.

JA : Depuis plusieurs mois, le doute persiste sur une éventuelle vente de M&P. où en êtes-vous ?

JFH : Nous avons dit publiquement que M&P, qui prend des risques élevés au niveau technique en particulier, n’est pas assez grand pour être autonome financièrement. De plus, nous avons subi la crise financière. Il y a deux options aujourd’hui: soit nous sommes rachetés par des sociétés nationales, qui feront de nous leur fer de lance à l’étranger car elles manquent d’expérience, soit nous grandirons par fusions successives.

JA : Le nom de Sinopec a été avancé comme futur repreneur…

JFH : Sinopec est à l’affût de toutes les opportunités… Nous n’avons pas d’autres commentaires sur le sujet.

JA : Il se dit aussi que vous souhaitez vous diversifier dans les biocarburants. Qu’en est-il exactement?

JFH : C’est un domaine qui m’intéresse. J’ai investi à titre personnel dans une société française qui pourrait avoir trouvé le moyen de transformer la paille, le bois et l’herbe sèche en carburants et en produits pour l’industrie chimique. Nous sommes, j’en suis convaincu, à la veille d’une révolution dans ce domaine. J’attends néanmoins des résultats industriels concrets et la preuve de la rentabilité d’une telle technique pour proposer le projet au conseil d’administration de M&P. L’une des conditions de réussite est que le prix du baril reste élevé.

JA : Depuis une dizaine d’années, un certain nombre de juniors du secteur pétrolier marquent des points en Afrique. Quel regard portez-vous sur cette situation ?

JFH : Il existe aujourd’hui deux business models chez les indépendants. Il y a ceux qui reprennent en main de vieux gisements qui n’intéressent plus les majors, car leurs coûts de fonctionnement sont supérieurs à la rentabilité du champ. C’est un modèle éprouvé, qui fonctionne bien. L’autre option consiste à rechercher de nouveaux thèmes géologiques et à espérer tomber sur le bon gisement afin d’améliorer la valorisation de la société. M&P a ainsi démarré ses activités pétrolières en 2000 avec 30 millions d’euros de fonds propres. Puis nous avons découvert en 2001 le champ de M’Boundi, au Congo, qui recelait 250 millions de barils [il a été revendu en 2007 à Eni pour 1,1 milliard d’euros]. Même chose au Gabon… Depuis notre démarrage, notre valorisation a été multipliée par cent.

JA : Les indépendants sont régulièrement attaqués pour leurs pratiques douteuses leur manque de transparence et de responsabilité environnementale. Des accusations dont vous avez vous-mêmes fait l’objet…

JFH : Des gens nous ont effectivement accusés, au Congo, de ne pas avoir respecté les règles de bonne gouvernance. Mais nos meilleurs avocats, au final, étaient des ONG de terrain. Nous ne savons pas qui est à l’origine de ces attaques. Pour les autres sociétés, je ne peux pas parler à leur place. Mais les indépendants sont souvent dirigés par des anciens cadres du secteur, et leurs préoccupations écologiques sont importantes. Il y a forcément des bandits, et c’est vrai qu’il y a une vingtaine d’années des gens ont fait n’importe quoi. Mais vous le savez, désormais, une mini-fuite devient une affaire d’État…

JA : Projetez-vous de vous développer dans d’autres pays?

JFH : Oui. Nous espérons annoncer prochainement notre entrée dans au moins deux nouveaux pays, dont un en Afrique.

Propos recueillis par Michael Pauron

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Stratégie : rien n’arrête Sinopec

Le géant chinois pousse ses pions en Afrique qui représente 20% des importations de Pétrole de Pékin. Il vient ainsi de racheter les parts du français Total dans le gisement d’Usan, au large du Nigeria.

Derrière les murs gris du siège de Sinopec, à Pékin, on cultive le mystère. Un secret quasi militaire règne dans les rangs de son million d’employés. Le plus grand groupe d’Asie – et cinquième du monde – est un peu le pipeline de la Chine. Ses actifs atteignent 280 milliards de dollars (217 milliards d’euros), dont 35 milliards à l’étranger. « L’Afrique représente 20% des importations de pétrole en Chine, explique Michael Wang, analyste chez HSBC. Le pays consomme 10 millions de barils par jour et doit en importer plus de 4 millions. Ses besoins sont donc très importants, et c’est la raison pour laquelle on retrouve Sinopec, Cnooc ou PetroChina sur tous les fronts, notamment en Afrique. »

Manœuvres. Dernière acquisition en date de Sinopec: les parts du français Total dans le gisement d’Usan, au large du Nigeria, pour 2,5 milliards de dollars, en novembre. Ce rachat accorde aux Chinois l’équivalent de 10% de la production pétrolière du pays. Les grandes manœuvres de la major au Nigeria ont commencé en juin 2009, avec l’acquisition d’Addax Petroleum pour 7,2 milliards de dollars. Très actif dans ce pays, le pétrolier suisse a ouvert les portes des gisements aux Chinois. «Cela a été une avancée importante pour Sinopec, assure un diplomate américain à Pékin sous le couvert de l’anonymat. Addax a apporté à Sinopec une expérience très importante dans la gestion des problèmes de sécurité, des différentes communautés du Nigeria et des questions complexes de régulation. C’est pourquoi Sinopec a été immédiatement actif et efficace dans les États du Delta, de Rivers et de Bayelsa. »

Rien n’arrête Sinopec, qui, après le Nigeria, pourrait investir 2 milliards de dollars au Gabon.  « À l’origine, nous devions nous concentrer sur le raffinage et l’offshore en Asie, nous confie un ingénieur du groupe. Mais depuis une dizaine d’années, nous investissons également dans l’exploration et l’exploitation de nouveaux gisements. Le Brésil est l’une de nos priorités pour 2012 et, bien sûr, il y a l’Afrique, qui offre beaucoup d’opportunités. Les contrats sont négociés au sommet de l’État. Ii ne faut jamais oublier que Sinopec est une entreprise publique éminemment stratégique. »

Le prix fort. De fait, Sinopec affiche une approche bien différente de celle des Occidentaux. Pas de volonté hégémonique : la stratégie du groupe – et de l’État – est purement liée aux affaires, selon cette logique simple: « Dites-nous ce dont vous avez besoin, nous construirons des routes ou des ponts s’il le faut. » En échange, Sinopec a un accès facilité au pétrole en Afrique. Ainsi Pékin a-t-il accordé, en septembre, 1,1 milliard de dollars au Nigeria pour construire des routes et des aéroports, via un prêt préférentiel sur vingt ans avec un taux d’intérêt plancher de2,5%. Un « cadeau », pour certains, qui expliquerait le bon accueil fait par Abuja aux investissements chinois.

Il faut dire que l’empire du Milieu est prêt à payer le prix fort. Au Nigeria, Pékin devra en effet débourser près de 22 dollars pour chaque baril de Pétrole d’Usan, soit deux fois plus que le prix payé par les autres pétroliers ces cinq dernières années. Mais sur le long terme, l’investissement est vital. La panne sèche serait en effet catastrophique pour l’avenir de l’usine du monde.

Sébastien Le Belzic a Pékin

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Afrique de l’Est : dans les starting-blocks

Les découvertes de gaz se multiplient au large du Mozambique et de la Tanzanie. Des groupes comme Shell et Petrobras sont prêts à exploiter cette manne, mais les États tergiversent sur la stratégie à adopter.

L’ampleur des découvertes gazières au large de l’Afrique de l’Est – proche des marchés asiatiques gourmands en gaz – attise les convoitises. Dernière actualité en date : la mise au jour par l’italien Eni de 170 milliards de m3 de plus sur le bassin de Rovuma (Mozambique). Mais alors que Shell, BG Group et Petrobras envisagent d’acquérir des parts dans les champs gaziers, les gouvernements demeurent indécis quant aux politiques commerciales à mettre en œuvre. Pour les projets les plus avancés – telle l’usine de gaz naturel liquéfié (GNL) de l’américain Anadarko au Mozambique -, les investissements sont attendus pour 2013, mais les clivages politiques peuvent les faire échouer à tout moment.

Au Mozambique et en Tanzanie, Ies estimations les plus optimistes tablent sur un démarrage de la production en 2018. Selon Anne-Sophie Corbeau, spécialiste du gaz à l’Agence internationale de l’énergie, les décisions d’investissement ne seront pas finalisées, « sans des garanties de contrats de long terme, couvrant au moins la moitié ou les deux tiers de la production ». Or, jusqu’à présent, il n’en existe aucun. « Si les gouvernements ne sont pas prêts à temps, cela pourrait avoir un effet dissuasif pour les investissements », prévient Nicolas Bonnefoy, associé au cabinet Ashurst, spécialiste de la politique gazière.

Confusion. En Tanzanie, la confusion règne à propos d’un quatrième round d’attribution de licences pour neuf blocs offshore qui devaient entrer en production en septembre. Le ministre de l’Énergie a demandé à la Tanzania Petroleum Development Corporation (entreprise d’État) de l’annuler en attendant qu’une nouvelle politique gazière soit ratifiée. Marné Beukes, analyste chez IHS Global Insight, estime que la Tanzanie « est vouée à accroître ses redevances pétrolières » et à établir des bonus de production pour les futurs contrats.

Mais pour l’heure, sociétés pétrolières productrices et services publics seraient plutôt en mauvais termes. Orca Exploration, la première compagnie à réaliser une opération de transformation de gaz en électricité depuis les champs gaziers de Songo Songo, est en conflit avec le gouvernement au sujet d’arriérés et d’approvisionnements en gaz. De son côté, Shell attend depuis 2002 de pouvoir commencer l’exploration dans quatre blocs offshore au large de Zanzibar, à cause d’un différend opposant l’île et la partie continentale à propos de la répartition des revenus pétroliers.

Au Mozambique, le gouvernement s’est penché sur le schéma directeur début septembre. Une étude a fait apparaître que le pays pourrait gagner 5,2 milliards de dollars par an (3,9 milliards d’euros) grâce au gaz d’ici à 2026 et que les réserves du pays permettraient d’alimenter dix usines de GNL. Les découvertes de gaz s’avèrent déjà lucratives, le gouvernement ayant annoncé avoir perçu 175 millions de dollars en appliquant une taxe de 12,8% sur la vente de Cove Energy au thaïlandais PTTEP.

En l’absence de mastodontes gaziers publics comme moteurs du développement du secteur, la coordination sera décisive dans les politiques commerciales en Afrique de l’Est. Mais les gouvernements vont-ils inciter les compagnies à faire équipe ou à construire des pipelines? D’autres inconnues demeurent, telles que l’évolution du prix du gaz à l’international et la remise en cause du débouché sud-africain pour les exportations, à la suite de la levée du moratoire sur l’attribution de licences d’exploitation des réserves de gaz de schiste, en septembre.

Gemma Ware et Pietro Musili

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