La production est clairement orientée à la baisse en Afrique, alors que les combustibles fossiles sont sous le feu des projecteurs. Petite photographie de la situation du pétrole et du gaz du continent.

Les réserves mondiales prouvées de pétrole brut, y compris les condensats, s’élevaient à 1 732 milliards de barils fin 2020 selon BP, soit l’équivalent de 53,5 années de production. Pour les neuf producteurs africains couverts par BP, le ratio réserves/production est inférieur à soixante ans, à l’exception de la Libye, pour laquelle l’explication est la guerre civile intermittente et la chute de la production qui en résulte, de 1,20 million de barils par jour (b/j) en 2019 à 410 000 b/j. Pour sept de ces neuf pays, la production a une nette tendance à la baisse sur la base des moyennes pour 2006- 11 et 2016-21. Les exceptions sont la République du Congo, qui a affiché une modeste hausse, et le Soudan du Sud, où la production commerciale date de 2012.

“Les perspectives des combustibles fossiles peuvent être décrites comme étant fragmentaires. Certains trouveront le financement et l’assurance, mais à un coût plus élevé qu’auparavant. D’autres s’étioleront au cours de la transition”.

On peut légitimement s’interroger sur la viabilité des réserves prouvées, définies par BP comme « les quantités que les informations géologiques et techniques indiquent avec une certitude raisonnable pouvoir être récupérées à l’avenir à partir de réservoirs connus dans les conditions économiques et d’exploitation existantes ». Son total n’est pas très différent des 1 545 milliards de barils de l’OPEP, hors condensats, à la fin de 2021.

Tous deux continuent d’indiquer les réserves les plus élevées au monde pour le Venezuela. Les statistiques indiquent des réserves inchangées sur plusieurs années pour des pays comme l’Algérie, le Koweït et les Émirats arabes unis, car ils dépendent de sources nationales pour leurs informations. Même lorsque les coûts d’extraction sont élevés, des prix moyens au comptant pour le Brent de plus de 80 $/baril en 2006-11 et de près de 60 $/baril en 2016-2021 auraient soutenu une nouvelle exploration.

La baisse de la production et des réserves prouvées de nos neuf producteurs africains est une lecture déprimante, qui contraste avec les perspectives positives des mêmes paramètres pour les États-Unis, le Canada, l’Irak et l’Arabie saoudite. La vedette parmi les opérateurs mondiaux semble être Saudi Aramco, qui a déclaré le revenu net le plus élevé de son histoire au deuxième trimestre 2022 (48,4 milliards de dollars) et possède désormais la plus forte capitalisation boursière de toutes les sociétés cotées en Bourse. Certes, Aramco a mis sur le marché moins de 2% de son capital, mais elle génère des revenus pour le fonds souverain et le gouvernement afin d’aider à financer la diversification prévue de l’économie.

Signaux contradictoires

Pour le secteur, nous devons maintenant envisager l’avenir sous différents angles afin d’intégrer le débat sur le changement climatique. Si nous jugeons que le monde peut effectuer une transition sans heurts des combustibles fossiles vers des énergies propres telles que les énergies renouvelables, alors nous pouvons être détendus. Si nous pensons le contraire, nous devons nous demander quelles sources d’énergie répondront aux besoins dans l’intervalle, quelles organisations, le cas échéant, les financeront et dans quelle mesure les consommateurs poussent le passage aux énergies propres.

À court terme, la guerre en Ukraine a repoussé la transition. La production de charbon se redresse en Europe en raison de la forte baisse de l’approvisionnement en gaz russe, ce qui génère d’énormes profits pour les sociétés minières et les négociants en matières premières. Les grandes compagnies pétrolières cotées en Europe et aux États-Unis ont fixé des objectifs pour leur moment net zéro, pour leurs dépenses en énergies renouvelables, pour leurs dépenses totales et pour les limites de leurs investissements dans de nouvelles zones pétrolières. Elles sont soumises à la pression, à des degrés divers, d’investisseurs institutionnels soucieux des questions ESG.

Saudi Aramco et les entreprises publiques qui prédominent dans tous les pays membres de l’OPEP (Sonatrach en Algérie, Sonangol en Angola et la Nigerian National Petroleum Corporation, entre autres) ne subissent pas une telle pression. Parce que leurs économies ne sont pas diversifiées, leurs gouvernements sont dépendants des revenus pétroliers pour se financer. Comme ils cherchent à maximiser ces revenus, ils ont besoin de financement et d’assurance pour les projets existants et nouveaux.

En réalité, cela signifie qu’ils peuvent se heurter à des obstacles de la part de sociétés occidentales soumises à la pression des investisseurs. Les signaux ne sont pas toujours clairs. Nous voyons dans les médias financiers qu’un grand nom du courtage d’assurance international couvrira l’oléoduc de 1 450 km reliant l’Ouganda à la côte tanzanienne mais ne couvrira pas une énorme mine de charbon australienne (Carmichael) en cours de développement. Quant au financement, la position de la Banque mondiale sur les combustibles fossiles est négative.

Le gaz, un relais de croissance ?

En dépit des tendances en matière de production et de réserves, un certain nombre de projets à forte visibilité en Afrique nécessitent un financement. Il s’agit notamment du GNL au Mozambique, où TotalEnergies détient une participation de 26,5 %, et en Tanzanie, où Shell et le norvégien Equinor sont présents. Un nouveau projet gazier chevauche la frontière entre le Sénégal et la Mauritanie. Les investisseurs internationaux sont BP et Kosmos Energy (États-Unis). Le premier gaz devrait arriver fin 2023 et les premières exportations vers l’Europe en 2024.

Les discussions sont alimentées par la recherche, par les gouvernements d’Europe continentale, et de nouveaux approvisionnements énergétiques non russes. Le gaz a ses partisans, car il constitue une bonne source d’énergie pendant la transition et est plus propre que le pétrole brut. La plupart des nouveaux projets africains sont gaziers, mais il faut mentionner le champ pétrolier de Baleine en Côte d’Ivoire. La société italienne Eni y a  une participation de 90 %. Les réserves pourraient atteindre 2,5 milliards de barils (à titre de comparaison, BP estime les réserves prouvées totales du Gabon à 2 milliards de barils). Les développements actuels et les nouveaux projets dans le domaine des combustibles fossiles en Afrique et ailleurs ont un avenir incertain. Leurs perspectives peuvent être décrites comme étant fragmentaires. Certains trouveront le financement et l’assurance, mais à un coût plus élevé qu’auparavant. D’autres s’étioleront au cours de la transition. Notre intuition est que le déclin global de la production et des réserves en Afrique va se poursuivre.

(Le Magazine de l’Afrique)