Égypte : avec Zohr, Eni s’engage plein gaz vers la croissance

Vive l’Afrique du Nord ! Le 10 avril 2018, à New York, lors de la présentation de son plan stratégique aux marchés financiers, Claudio Descalzi, l’énergique patron de la major Eni, est longuement revenu sur ses projets nord-africains. Et pour cause. C’est surtout grâce à cette région – elle représente déjà 65 % du million de barils qu’il extrait chaque jour du continent – que le groupe italien pourra atteindre l’objectif qu’il s’est fixé, à savoir une hausse de 3 % par an de sa production. Au niveau mondial, celle-ci doit atteindre 2,3 millions de barils équivalent pétrole par jour en 2025.

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L’Égypte est devenue tellement importante pour le géant italien qu’elle apparaît dans ses rapports d’activité comme une entité à part du reste de la région, qui comprend pourtant deux autres pays majeurs pour lui, l’Algérie et la Libye.

La découverte, en 2015, du méga gisement égyptien de gaz naturel Zohr, à 190 kilomètres au large d’Alexandrie, est mise en avant pour illustrer la nouvelle stratégie de la major. Eni prévoit ainsi un engagement croissant dans le gaz naturel du fait de ses récentes découvertes majeures en Méditerranée – en Égypte donc, mais aussi à Chypre – ainsi qu’au Mozambique.

2,7 milliards de pieds cubes par jour fin 2018

Au sein de l’état-major milanais du groupe, on n’est pas peu fier du démarrage réussi du projet égyptien qui recèle quelque 30 billions de pieds cubes de gaz naturel. Soit, à titre de comparaison, presque deux fois la consommation annuelle de l’Union européenne. « Nous avons été extrêmement réactifs ! se félicite Luca Bertelli, directeur général de l’exploration chez Eni. Nous avons découvert Zohr en août 2015, annoncé une décision d’investissement de près de 12 milliards de dollars six mois plus tard, trouvé des partenaires financiers et commerciaux dans la foulée », le britannique BP et le russe Rosneft, acquéreurs de 40 % des parts pour 1,5 milliard de dollars. Quant au démarrage, « nous l’avons réussi en vingt-sept mois, un temps record ! » poursuit celui qui écume la zone en quête de découvertes, en lien permanent avec Antonio Panza, le patron Afrique du Nord-Égypte, installé au Caire.

Entré en production en décembre 2017 avec un volume de 350 millions de pieds cubes par jour, le gisement Zohr doit dépasser fin 2018 les 2,7 milliards de pieds cubes par jour. Cette montée en puissance impressionnante est rendue possible par la réutilisation des infrastructures de la compagnie italienne à proximité, mais aussi par le soutien appuyé du gouvernement égyptien.

Les autorités voient dans ce projet l’opportunité d’électriser le pays à moindre coût via des centrales à gaz et de réduire sa facture énergétique. « En Égypte, il y a un marché majeur, avec une population très urbanisée de près de 95 millions d’habitants, qui utilise déjà le gaz », fait remarquer Luca Bertelli. Pour lui, il était logique d’accélérer les projets gaziers nord-africains. En revanche, les vastes gisements de gaz naturel découverts par Eni au Mozambique ne bénéficient pas du même contexte économique. Du fait de la faible consommation locale de gaz, leurs productions seront destinées à l’exportation, notamment via le projet d’unité flottante de gaz naturel liquéfié Coral South.

Opérations en Libye, en Algérie et en Tunisie

En Afrique du Nord, la production de la major était déjà passée de 2,2 à 2,6 milliards de pieds cubes par jour entre 2016 et 2017, dont un tiers seulement provenait d’Égypte jusqu’à la mise en service de Zohr. Le groupe milanais continue par ailleurs d’opérer ses installations offshore gazières en Libye, épargnées par le conflit politique. Il en a tiré 1,6 milliard de pieds cubes par jour en 2017, et espère augmenter sa production en cas de pacification du pays.

Il parie aussi sur l’Algérie, où il dispose de 31 permis extractifs. Alors que les relations d’Eni et d’Alger avaient été parasitées par les accusations de corruption concernant le groupe d’ingénierie pétrolière Saipem, filiale de l’italien, elles semblent désormais être entrées dans une nouvelle phase, plus favorable aux affaires. Le 18 avril 2018, le groupe italien a même signé un accord de coopération avec la compagnie nationale Sonatrach. Tous deux vont lancer un programme d’exploration dans le bassin de Berkine, qui conduira « à la mise en production de nouvelles réserves de gaz grâce à l’utilisation et à l’optimisation des infrastructures existantes », indique leur communiqué conjoint.

Beaucoup plus modeste sur la carte pétrolière d’Eni, la Tunisie, où la compagnie n’a extrait que 5 000 barils équivalent pétrole par jour en 2017, fait pâle figure, même si le géant pétrolier y est présent depuis l’indépendance du pays. Récemment, des rumeurs ont fait état des velléités de l’italien de vendre ses actifs dans le pays à la compagnie indépendante Trident Energy, même si cela n’a pas été confirmé et qu’ETAP, la compagnie nationale tunisienne, s’oppose au départ du groupe milanais.

Écouler la production

Alors que les projets gaziers d’Eni prennent de l’ampleur en Afrique du Nord, le groupe de Claudio Descalzi doit en parallèle mettre en place un circuit de commercialisation pour sa production. Et cette évolution n’est pas une mince affaire. « Jusqu’à présent, nous étions d’abord des acheteurs de gaz naturel pour l’Italie et une partie de l’Europe. Avec ces grandes découvertes faites en Égypte et au Mozambique, nous devenons des vendeurs de gaz naturel pour le monde entier », explique Luca Bertelli.

L’Égypte dispose actuellement de deux terminaux GNL à Alexandrie et Damiette, à quoi s’ajoutent des projets de stations flottantes (FLNG). Les accords conclus avec Rosneft et BP, qui vendront une partie du gaz de Zohr via leurs propres réseaux, évitent aux équipes de distribution d’Eni d’être submergées. Mais ces dernières doivent néanmoins avancer rapidement des solutions pour écouler la production du projet égyptien revenant à Eni, sans oublier tous les volumes en augmentation venus de Libye et d’Algérie.

Seulement une partie du gaz de Zohr sera consommée en Égypte. Le reste devrait logiquement être exporté vers l’Europe du Sud. Mais la major devra alors trouver des gazoducs ou des terminaux GNL, ainsi que des partenaires pour vendre sa production. Un problème de riche.