Total, BP, Shell, Eni, Sonatrach… : 30 grands projets africains à l’épreuve

Même si les majors n’ont pour l’heure officialisé que quelques retards et annulations de projets mineurs, il faut s’attendre à un décalage de un à trois ans de la date de démarrage de la majorité des grands projets d’hydrocarbures. Avec l’aide du cabinet Rystad Energy, Jeune Afrique fait le point.

La planète pétrole est bouleversée pour longtemps, particulièrement sur le continent. Le cours du brent – qui fait référence en Afrique – est descendu à quelque 25 dollars le baril le 30 avril en dépit de l’annonce d’une baisse de la production de 9,7 millions de barils destinée à faire remonter les prix. Conséquence, toutes les compagnies du secteur de l’or noir sont à pied d’œuvre pour limiter la casse.

À court terme, elles font en sorte de réduire leur rythme de production, cherchent des capacités de stockage et tentent de commercialiser leur brut avec les meilleurs contrats de vente et instruments de couverture financière possibles. Mais, à plus long terme, pour survivre à un baril durablement à moins de 35 dollars – cible que s’est fixée Total –, elles doivent également réviser leurs plans de développement de projets, qu’ils soient déjà lancés ou encore à valider.

Total suspend ses projets de « cycle court »

Eni et Total, les deux majors pétrolières internationales les plus implantées en Afrique, ont d’ores et déjà indiqué des coupes de 25 % dans leurs investissements concernant leurs projets d’exploration-production en 2020. Cela représente 4 milliards d’euros en moins pour le géant français et 2 milliards de dollars pour son rival italien. Pour 2021, le patron d’Eni, Claudio Descalzi, prévoit une diminution de 2,5 à 3 milliards de dollars de ses investissements, soit un tiers de ce qu’il avait prévu. Fatalement, cela impactera le continent, où sa compagnie est le premier producteur d’hydrocarbures avec quelque 1,13 million de barils équivalent pétrole par jour extraits au troisième trimestre de 2019.

Pour le moment, seuls quelques retards imprécis ou annulations de projets de petite importance ont été officiellement annoncés : ExxonMobil, qui devait trancher cette année, a annoncé le report sine die de sa décision finale d’investissement sur son mégaprojet gazier d’Area 4 au Mozambique ; Total a indiqué qu’il suspendait jusqu’à nouvel ordre ses projets dits de cycle court sur des gisements satellites situés à proximité de ses grandes exploitations offshore en Angola. Mais la plupart des grandes compagnies n’ont pas terminé leur revue de portefeuille et refusent de détailler les conséquences de la conjoncture désastreuse sur leurs projets africains. C’est le cas d’Eni, de Total et d’ExxonMobil, qui n’ont pas souhaité répondre à nos questions.

Il faut donc s’attendre à d’autres annonces difficiles. « L’Afrique subsaharienne, zone perçue à haut potentiel mais aussi à haut risque, est davantage dans le collimateur que les autres régions du globe, notamment l’Europe du Nord, l’Asie et l’Afrique du Nord », estime l’analyste Siva Prasad, chargé du continent chez Rystad Energy. Ce cabinet spécialisé, reconnu dans l’industrie de l’or noir et basé à Oslo, en Norvège, a mis à jour pour Jeune Afrique ses prévisions sur les décisions d’investissement et d’entrée en production des trente plus grands projets pétroliers et gaziers sur le continent*.

D’après Rystad Energy, même si rien n’est encore officiel, le décalage des calendriers de démarrage des projets – de un à trois ans selon les cas – va être général (voir infographie). C’est une très mauvaise nouvelle pour des pays tels que le Sénégal, la Mauritanie, l’Ouganda ou encore le Mozambique, qui espéraient entrer rapidement dans le cercle des grands pays producteurs de pétrole et de gaz. C’est aussi de mauvais augure pour les producteurs historiques tels que le Nigeria, l’Angola, et même l’Algérie, qui attendaient de nouvelles exploitations pour prendre la relève de leurs champs matures.

Un risque d’annulation pure et simple

Akintunde Akinleye / Reuters

Selon Rystad, le mégaprojet gazier de Grand-Tortue, lancé en 2018 et mené par BP entre le Sénégal et la Mauritanie, ne démarrera pas avant 2023 alors que son entrée en production était annoncée pour 2022. Pour les décisions d’investissement concernant les gisements satellites de ce complexe gazier (Yakaar et Grand-Tortue Ahmeyim phase 2), il faudra aussi sans doute attendre 2023. En Ouganda, la décision d’investissement du projet de Tilenga sur le lac Albert, qui vient d’être intégralement repris par Total, était attendue pour la fin de 2019. Elle ne devrait désormais pas être prise avant 2022.

Le risque d’annulation pure et simple existe même pour quelques grands projets dont les coûts d’exploitation sont incompatibles avec des cours durablement en dessous de 40 dollars. Les projets de Bonga South, menés par Shell au Nigeria, et de South Lokichar, conduit par Tullow Oil au Kenya, sont sur la sellette, avec un point d’équilibre qui ne serait atteint qu’autour de 60 dollars le baril… Et l’équation est tout aussi compliquée pour les projets en développement. La phase 3 de Hassi R’Mel de la Sonatrach, en Algérie, dont le point d’équilibre est estimé par Rystad à plus de 65 dollars le baril, semble en mauvaise posture alors même que son entrée en production était prévue pour 2023. Même chose pour le projet sénégalais de Sangomar 1, mené par Woodside, qui ne serait rentable qu’au-dessus de 55 dollars le baril.

En définitive, seuls de rares grands projets déjà lancés et véritablement low cost, du fait de la taille du gisement, devraient conserver leur calendrier initial. Parmi ces exceptions figure le projet mozambicain de GNL, repris à Anadarko par Total et relancé en un temps record, qui devrait entrer en production avant 2025, comme annoncé par le géant pétrolier français à JA en février.

*Le cabinet a publié  le 26 mars ses prévisions pour les grands projets d’Afrique subsaharienne et, à la demande de JA, a ajouté celles portant sur les projets d’Afrique du Nord, tout en actualisant l’ensemble à la date du 30 avril.

Crédit: Jeune Afrique