Hydrocarbures : l’Afrique centrale tente de revenir dans le jeu

Brazzaville a voulu frapper un grand coup, en annonçant, le 10 août, une découverte majeure dans le delta de la Cuvette. Un gisement susceptible de représenter le triple de la production actuelle du Congo selon ses découvreurs, les compagnies locales SARPD-Oil et PEPA, ce qui suscite interrogations et réserves de la part des géologues et autres spécialistes du secteur.

Fondée ou non, cette annonce illustre bien une stratégie de communication – quelque peu hasardeuse – pour attirer l’attention des investisseurs, et l’amont pétrolier en Afrique centrale bruisse des mises en vente de blocs à explorer.

Le 27 septembre, la Guinée équatoriale, cinquième producteur de brut subsaharien, devait en principe boucler le cycle de mise en vente de 26 blocs, annoncé cinq mois plus tôt. Initialement prévu en avril, le terme de la campagne de promotion de 34 blocs gabonais, entamée en novembre 2018, est aussi fixé à la fin d’octobre.

Redémarrage fébrile depuis 2014

Lors de cette mise en avant de leurs sous-sols, les États d’Afrique centrale ne font plus l’impasse sur les réserves potentielles de gaz, devenues attractives avec l’émergence d’un marché mondial du GNL et l’avènement de technologies de liquéfaction et de compression moins coûteuses et mieux maitrisées qu’avant.

En Afrique centrale plus qu’ailleurs sur le continent, la chute des cours de 2014 a provoqué un arrêt quasi complet des investissements, à quelques exceptions près, dont Total pour le projet de Moho Nord, entré en production en mars 2017, mais décidé avant la dégringolade du prix du baril.

« L’exploration est la première activité sacrifiée par les opérateurs durant une conjoncture défavorable. Car elle est très coûteuse et ne produit pas de résultats immédiatement », relève le responsable d’une compagnie étatique. De fait, à l’exception du Congo, tous les États de la région ont vu leur production baisser ces cinq dernières années.

Nouveaux producteurs à l’Ouest et à l’Est

La bourrasque a mis à mal les économies des pays producteurs de la région, les privant de ressources budgétaires substantielles. La donne pétrolière sur le continent s’est en outre considérablement modifiée ces dernières années, avec l’apparition de nouvelles zones productrices ou en développement, à l’instar de l’Afrique de l’Ouest (Sénégal, Ghana, Côte d’Ivoire) et de la côte est du continent (Tanzanie, Kenya, Ouganda, Mozambique), en concurrence avec les États pétroliers d’Afrique centrale, tous en production depuis plusieurs décennies, à l’exception du Tchad, qui a démarré en 2004.

La riposte a débuté en 2016, du côté de Brazzaville, par la mise en jeu de cinq champs. Ayant retenu l’intérêt de quelques géants, tels que Total et Eni, sur son sol, le Congo a déjà mis 18 gisements aux enchères.

Moins doté que ses voisins, le Cameroun assure la promotion depuis l’année dernière de neuf blocs. Avec des résultats mitigés, puisque un seul (abandonné par Total), sur les trois au sujet desquels des négociations se sont tenues, a trouvé preneur, le franco-britannique Perenco. « Les deux autres entreprises ne disposaient pas de ressources techniques et financières suffisantes pour opérer. Et nous nous méfions des juniors qui accourent avec une attitude de spéculateur », explique une source proche du dossier.

Toiletter les textes s’impose pour intéresser les opérateurs

Au-delà de la promotion de leurs champs, les pays de la région révisent également leurs dispositifs juridiques afin de « rendre plus belle la mariée ». « Il n’y a pas eu assez de découvertes dans la région. Puisqu’il s’agit souvent de renouveler des permis anciens, la nécessité de toiletter les textes s’impose pour intéresser les opérateurs », analyse Joseph Pagop Noupoué, associé chez EY.

Après le Congo en 2017, le Cameroun et le Gabon ont respectivement promulgué leur nouveau code pétrolier en avril et en juillet. Libreville, par exemple, n’avait guère le choix, tant la loi de 2014 a suscité de critiques de la part des opérateurs, qui la jugeaient contraignante. « En cinq années, deux contrats seulement ont pu être négociés. C’est dire… », souffle un analyste.

Risque de « dumping fiscal »

Les nouvelles dispositions portent en général sur un régime fiscal qu’il faut rendre attrayant. Le Cameroun a réduit de cinq points son impôt sur les sociétés, le ramenant à 35 %, entre autres incitations. « Il est même prévu désormais que, suivant certaines circonstances exceptionnelles, comme la baisse des investissements dans l’amont pétrolier, ou pour accroître la productivité de certains gisements, les règles fiscales puissent être revues à la baisse », soutient Victor Stéphane Essaga, directeur du Centre africain de recherches énergétiques et minières (Carpem), qui pointe le « dumping fiscal » auquel s’exposent les pays de la région.

Les autres aménagements juridiques concernent l’assouplissement des règles de contenu local, qui contraignent les pétroliers à recourir à des sous-traitants du pays, la durée des autorisations, ou encore le partage de production. Sur ce dernier point, Libreville a fait un effort. Le texte de 2014 fixait la part minimale de l’État à 55 % dans la zone conventionnelle et à 50 % dans l’offshore profond et très profond. Elle vient d’être ramenée respectivement à 45 % et à 40 % pour le pétrole, et à 25 % et à 20 % pour le gaz.

Ces initiatives s’avèrent pour le moment insuffisantes pour le lancement de nouveaux sites extractifs, en dehors de quelques projets gaziers (tel celui de Perenco, au Cameroun) modestes par rapport aux mégaprojets en cours au large du Mozambique ou du Sénégal. Certains ont dû être gelés faute de financements, comme celui de Fortuna LNG en Guinée équatoriale, abandonné en avril par Ophir Energy.

En définitive, si nécessaire que soit cette offensive commerciale et juridique, pour porter ses fruits, elle doit impérativement s’accompagner d’une politique favorable à l’exploration débouchant sur de véritables découvertes. « Pour nous, la géologie l’emporte sur tout le reste. Mais un État ne peut pas changer sa géologie. Du pétrole et du gaz, il y en a ou il n’y en a pas. Or, au Gabon par exemple, nos pistes de prospection n’ont pas été concluantes pour l’instant… », regrette le représentant d’un grand groupe international.

Les surprenantes annonces de Claude Wilfrid Etoka au Congo-Brazzaville

Les spécialistes du sous-sol du Congo sont dubitatifs quant aux chiffres relayés par les sociétés du Congolais Claude Wilfrid Etoka concernant le gisement pétrolier d’Oyo.

Une production de 983 000 barils par jour dépasserait celles des géants Eni et Total en Afrique. « On a du mal à comprendre cette découverte. Nous n’avons aucune information technique, notamment sur la viscosité et la porosité des hydrocarbures présents, ou encore sur la qualité du réservoir situé dans une zone géologique reculée et très ancienne – un bassin cratonique –, à cheval sur les deux Congo, et qui n’a jamais été exploitée », explique un géologue connaisseur de la région.

Certaines compagnies sur le départ, d’autres renforçant leurs positions

Après la revente des champs pétroliers gabonais de Total à Perenco et de Shell à Assala Energy (propriété du fonds Carlyle) en 2018, ces deux compagnies acquéreurs sont désormais respectivement les première et deuxième productrices d’or noir à Libreville (90 000 barils par jour pour Perenco).

Total, qui a aussi quitté le Cameroun depuis 2010 – là encore après avoir revendu ses blocs à Perenco –, est toujours très présent au Congo, avec le projet de Moho Nord, qui a dopé sa production du pays de quelque 100 000 barils par jour en 2018.

L’italien Eni y est aussi bien implanté, avec une production de 92 000 barils par jour. En Guinée équatoriale, l’américain ExxonMobil règne en maître. Quant au Tchad, sa production est répartie entre les champs pétroliers d’Exxon et ceux du chinois CNPC.