Une nouvelle Arabie saoudite…
Deuxième pays producteur du continent depuis l’année 2002, l’Angola pourrait bientôt rivaliser avec les géants du Moyen-Orient.
Publié le 5 janvier 2004 Lecture : 3 minutes.
Le pétrole n’en finit pas de jaillir. Le 31 octobre 2003, Esso Exploration Angola, filiale d’ExxonMobil, annonçait deux nouvelles découvertes en eaux profondes sur le bloc 15 : Kakocha et Tchihumba. Ce qui porte à seize le nombre de nappes pétrolières décelées dans le pays en quatre ans par la première compagnie pétrolière mondiale. Quoique de taille modeste, Kakocha (avec une capacité de production de 4 500 barils/jour) et Tchihumba (7 470 b/j) confirment les importantes potentialités du pays. Déjà, certains analystes comparent les réserves angolaises à celles de l’Arabie saoudite.
L’or noir va couler encore davantage, avec l’entrée en production, à la mi-2006, de Dalia. La capacité de production du champ découvert en 1997 par Total, entre 1 200 et 1 500 mètres de fond à 135 km au large des côtes, est estimée à 225 000 b/j. Pour son exploitation, le pétrolier français a attribué, en mai dernier, deux gros contrats au groupe Technip-Coflexip : l’un de 640 millions de dollars (546,4 millions d’euros) portant sur la construction d’un FSPO (unité flottante de production, stockage et déchargement), l’autre d’un montant d’environ 580 millions de dollars, relatif à l’ingénierie, la fourniture et la pose du système de conduites sous-marines. Ces investissements lourds seront supportés par un consortium composé de Total (40 %), ExxonMobil (20 %), BP (16,67 %), Statoil (13,33 %), et Norsk Hydro (10 %). Dalia surpassera l’autre gros gisement du français sur le Bloc 17, Girassol, qui produit 200 000 b/j, pour des réserves évaluées à 3 milliards de barils. À 20 ou 25 dollars le baril, l’investissement sera amorti au bout de dix ans, alors que ses réserves autorisent une exploitation au rythme actuel pendant au moins vingt ans.
Si le pétrole angolais est rentable, il est en outre de bonne qualité, d’une densité proche de celle du Brent de la mer du Nord, et d’une faible teneur en soufre. Depuis 2002, l’Angola est le deuxième producteur du continent, après le Nigeria. Les entreprises américaines, premières à être arrivées dans le pays, se taillent la part du lion. La Cabinda Gulf Company, propriété de l’américain Chevron Texaco, produit 420 000 b/j – soit plus de la moitié du pétrole angolais – à Cabinda, enclave de 160 000 habitants coincée entre le Congo-Brazzaville et la République démocratique du Congo. Mais la suprématie américaine est de plus en plus attaquée. En décembre 2002, Total a annoncé son projet d’investir 5 milliards de dollars en cinq ans, pour arriver à produire plus de 500 000 b/j. Le pétrolier français explore déjà l’offshore très profond. En mai 2003, il a fait une découverte dans le bloc 17, qualifiée de « prometteuse », en forant un puits par 1 445 mètres de profondeur. En test, il a extrait jusqu’à 7 400 b/j.
L’Angola est plus que jamais un pays « prometteur ». Il est l’un des rares, dans le golfe de Guinée, où les multinationales forent avec la certitude de trouver du pétrole. Et on estime à un dixième des potentialités le brut déjà découvert. Fixées par BP Amoco à 5,4 milliards de barils en 2001, les réserves prouvées sur les seuls blocs 15, 17, 31 et 32 dépassent aujourd’hui les 10 milliards de barils.
De 135 000 b/j en 1985, la production pétrolière angolaise est passée, selon les estimations les plus fiables, à quelque 800 000 b/j. En 2008, elle devrait atteindre de 1,5 à 1,8 million b/j, ce qui placerait le pays entre la Libye et le Koweït. Principale source de recettes pour le gouvernement, le pétrole a apporté 3,5 milliards de dollars au budget de 2002. Ce montant sera plus que doublé dans les cinq ans à venir.
Pourtant, la part revenant à l’État n’atteindra pas celle de ses partenaires étrangers, même si c’est une société nationale, la Sonangol, qui est concessionnaire des ressources pétrolières et détient un monopole sur l’exploration et la production de brut. Selon le système de partage pratiqué en Afrique (sauf en Algérie), l’État où le brut est extrait récupère entre 30 % et 35 % des recettes totales. Le reste revient à l’exploitant, qui en déduit le cost oil (dépenses engagées pour les besoins de la production) et le coût des investissements (installations d’unités de production, entretien…).
