Les Afriques.com - Le baril de pétrole est aux alentours de 40-45 $, un cours qui demeure historiquement élevé mais qui a chuté de quelque $ 100 en six mois, bouleversant le marché et remettant en cause plusieurs projets à travers le monde. Mais cela, « peut-être moins en Afrique qu’ailleurs », explique à Les Afriques Julius Walker, analyste des marchés pétroliers à l’Agence internationale de l’énergie (AIE), à l’occasion d’une conférence organisée par l’agence Reuters à Paris le 29 janvier.
Propos recueillis par Bénédicte Châtel
Les Afriques : Dans ce tumulte pétrolier, quelles sont les cartes de l’Afrique ?
Julius Walker : Tout d’abord, l’Afrique de l’Ouest – c’est-à dire le Nigeria, l’Angola et la Guinée équatoriale – recèle de bruts de grande qualité, très propices à la production d’essence et de diésel. C’est ce qui les rend si populaires. D’autre part, géographiquement, l’Afrique est le producteur d’appoint, le « swing producer ». La plupart du pétrole produit en Amérique est consommé en Amérique ; celui produit en Asie est consommé largement en Asie ; les exportations du Proche-Orient sont destinées à toutes les régions du monde, mais il a des flux stables : les deux tiers vont à l’est et un tiers à l’ouest. La Russie a aussi des flux réguliers. L’Afrique, comme producteur d’appoint, en raison de sa géographie, de la qualité de son pétrole et parce que c’est un producteur relativement récent, a pu vendre à l’est et à l’ouest, en fonction des opportunités et des marges. Je pense que ceci demeurera ainsi.
LA : Quel sera, à votre avis, l’impact de la baisse des cours sur les projets pétroliers en Afrique ?
JW : Au Nigeria et en Angola, les projets en cours ne devraient pas être remis en question. Tout d’abord, parce que ce sont des projets énormes, en offshore, utilisant une technologie de pointe, impliquant des investissements massifs, soutenus pour la plupart par des majors, comme Total, BP, Shell, etc. D’autre part, les Etats sont largement impliqués. Si les grandes compagnies pétrolières retardent actuellement de nombreux projets à travers le monde, ceux en Afrique pourraient ne pas subir le même sort, non seulement du fait de leur ampleur, mais aussi en raison des engagements de ces entreprises à l’égard des Etats.
De façon générale, le défi des compagnies internationales est d’avoir accès à la ressource. Et s’il y a un endroit, où elles ont cet accès, c’est bien dans l’ouest de l’Afrique. Elles hésiteraient à se retirer, car elles craindraient ne pas pouvoir s’y repositionner plus tard. Alors, oui, certains projets connaitront vraisemblablement des retards, mais je doute qu’ils souffrent réellement. D’autres projets, ailleurs, souffriront avant eux.
LA : L’interventionnisme étatique aide-t-il dans ce cas-là ?
JW : Je le crois. Nombre de ces économies dépendent du pétrole. L’Etat a donc intérêt à ce que ces projets se poursuivent. D’autre part, la nature des relations entre les entreprises pétrolières et les Etats les lie véritablement. De nombreux pays demandent aux compagnies pétrolières des investissements importants, non seulement dans le pétrole, mais aussi dans les infrastructures et ailleurs. C’est une sorte de prix à payer pour pouvoir accéder au pétrole. Donc il y a un intérêt commun, partagé, pour que ces projets se poursuivent.
LA : Les pays africains respectent-ils habituellement les restrictions demandées par l’OPEP ? L’organisation a demandé des réductions totalisant 4,2 Mb/j depuis septembre…
JW : Historiquement, c’est moins respecté qu’ailleurs. C’est le cas de la Libye et de l’Algérie, mais ce sont de relativement petits producteurs. Je crois qu’ils ont un peu réduit leurs exportations. Quant à l’Angola (entré dans l’OPEP en 2007, ndlr), il est trop tôt pour le dire, car il n’avait, jusque-là, jamais été soumis à des coupes. C’est la première fois. Il semblerait que, jusqu’à maintenant, le pays n’ait pas réduit ses exportations, mais il est trop tôt pour se prononcer. Les coupes décidées en septembre ne sont entrées en vigueur qu’en novembre ou décembre.
Au Nigeria, nous n’avons pas vu de coupes non plus. Mais le pays se voit déjà amputé d’un demi-million de barils par jour suite aux violences politiques…
« Si les grandes compagnies pétrolières retardent actuellement de nombreux projets à travers le monde, ceux en Afrique pourraient ne pas subir le même sort, non seulement du fait de leur ampleur mais aussi en raison des engagements de ces entreprises à l’égard des Etats. »
La difficulté dans ces deux pays, c’est qu’ils ont des capacités en progression. Or, il est très difficile d’arriver au terme d’un long programme d’investissement, de le mettre en route et de l’arrêter si tôt. C’est techniquement difficile et mauvais pour le champ pétrolier. Et qui veut vraiment prendre ce type de décision ? Vous voulez, au moins, récupérer l’investissement réalisé, que ce soit l’Etat ou la compagnie pétrolière.
Ceci dit, il faut voir sur quelle base de prix un projet a été bâti. Rappelez-vous que les grands projets ont été conçus il y a 5 à 10 ans, alors que les cours du pétrole étaient plus bas (36 $ en moyenne sur 2004, ndlr). Donc ils peuvent être encore économiquement viables malgré la toute récente baisse.
LA : A de tels prix, des projets dans des pays pionniers comme la Côte d’Ivoire sont-ils plus fragilisés ?
JW : Oui. Souvent des projets de plus petite taille se verront les premiers affectés, car ils sont en général développés par des compagnies de plus petite taille, qui ont moins de liquidités, ont des crédits et moins de garanties. Ce qui n’est pas le cas des grandes entreprises qui voient à 5, 10 ou 15 ans lorsqu’ils démarrent un projet et disposent du budget nécessaire.
LA : Quel impact cette situation peut-elle avoir sur les projets de réduction de torchage ou de GNL ?
JW : Ces projets devraient se poursuivre, et ce d’autant plus que les marchés gaziers se portent plutôt bien actuellement. Les prix du gaz ont baissé, mais le GNL prend une place croissante sur de nombreux marchés.
LA : La baisse des cours va-t-elle accélérer le déclin de pays comme le Gabon ?
JW : Cette baisse va toucher tous les pays. Mais il ne faut pas oublier que les prix sont à environ 40 $. C’est au-dessus de la moyenne historique. Ce n’est pas un faible prix ; c’est même un prix élevé. Donc de plus petits producteurs peuvent avoir des coûts de production plus faibles ou ils peuvent avoir budgétisé des prix plus bas. Pour développer de nouveaux champs, on estime que le coût moyen est de 80 $ le baril. Mais cela varie selon les projets.
LA : Comment voyez-vous évoluer le front pétrolier africain dans un tel contexte ?
JW : Malgré la baisse des cours, l’Afrique demeure une région hautement intéressante, tant dans l’exploration que dans le développement pétrolier. Sur les court et moyen termes, le plus grand nombre de réserves connues sont dans le deep offshore, au large de l’Angola et du Nigeria. Elles sont attirantes en raison de leur taille mais aussi parce que seules des grandes compagnies pétrolières ont la capacité, la connaissance et la technologie pour les exploiter. Par conséquent, ces projets attirent aussi beaucoup les gouvernements. Aussi, le Golfe de Guinée, et surtout l’offshore, demeurent très attirants dans un avenir proche.
Propos recueillis par Bénédicte Châtel
Les Afriques : Dans ce tumulte pétrolier, quelles sont les cartes de l’Afrique ?
Julius Walker : Tout d’abord, l’Afrique de l’Ouest – c’est-à dire le Nigeria, l’Angola et la Guinée équatoriale – recèle de bruts de grande qualité, très propices à la production d’essence et de diésel. C’est ce qui les rend si populaires. D’autre part, géographiquement, l’Afrique est le producteur d’appoint, le « swing producer ». La plupart du pétrole produit en Amérique est consommé en Amérique ; celui produit en Asie est consommé largement en Asie ; les exportations du Proche-Orient sont destinées à toutes les régions du monde, mais il a des flux stables : les deux tiers vont à l’est et un tiers à l’ouest. La Russie a aussi des flux réguliers. L’Afrique, comme producteur d’appoint, en raison de sa géographie, de la qualité de son pétrole et parce que c’est un producteur relativement récent, a pu vendre à l’est et à l’ouest, en fonction des opportunités et des marges. Je pense que ceci demeurera ainsi.
LA : Quel sera, à votre avis, l’impact de la baisse des cours sur les projets pétroliers en Afrique ?
JW : Au Nigeria et en Angola, les projets en cours ne devraient pas être remis en question. Tout d’abord, parce que ce sont des projets énormes, en offshore, utilisant une technologie de pointe, impliquant des investissements massifs, soutenus pour la plupart par des majors, comme Total, BP, Shell, etc. D’autre part, les Etats sont largement impliqués. Si les grandes compagnies pétrolières retardent actuellement de nombreux projets à travers le monde, ceux en Afrique pourraient ne pas subir le même sort, non seulement du fait de leur ampleur, mais aussi en raison des engagements de ces entreprises à l’égard des Etats.
De façon générale, le défi des compagnies internationales est d’avoir accès à la ressource. Et s’il y a un endroit, où elles ont cet accès, c’est bien dans l’ouest de l’Afrique. Elles hésiteraient à se retirer, car elles craindraient ne pas pouvoir s’y repositionner plus tard. Alors, oui, certains projets connaitront vraisemblablement des retards, mais je doute qu’ils souffrent réellement. D’autres projets, ailleurs, souffriront avant eux.
LA : L’interventionnisme étatique aide-t-il dans ce cas-là ?
JW : Je le crois. Nombre de ces économies dépendent du pétrole. L’Etat a donc intérêt à ce que ces projets se poursuivent. D’autre part, la nature des relations entre les entreprises pétrolières et les Etats les lie véritablement. De nombreux pays demandent aux compagnies pétrolières des investissements importants, non seulement dans le pétrole, mais aussi dans les infrastructures et ailleurs. C’est une sorte de prix à payer pour pouvoir accéder au pétrole. Donc il y a un intérêt commun, partagé, pour que ces projets se poursuivent.
LA : Les pays africains respectent-ils habituellement les restrictions demandées par l’OPEP ? L’organisation a demandé des réductions totalisant 4,2 Mb/j depuis septembre…
JW : Historiquement, c’est moins respecté qu’ailleurs. C’est le cas de la Libye et de l’Algérie, mais ce sont de relativement petits producteurs. Je crois qu’ils ont un peu réduit leurs exportations. Quant à l’Angola (entré dans l’OPEP en 2007, ndlr), il est trop tôt pour le dire, car il n’avait, jusque-là, jamais été soumis à des coupes. C’est la première fois. Il semblerait que, jusqu’à maintenant, le pays n’ait pas réduit ses exportations, mais il est trop tôt pour se prononcer. Les coupes décidées en septembre ne sont entrées en vigueur qu’en novembre ou décembre.
Au Nigeria, nous n’avons pas vu de coupes non plus. Mais le pays se voit déjà amputé d’un demi-million de barils par jour suite aux violences politiques…
« Si les grandes compagnies pétrolières retardent actuellement de nombreux projets à travers le monde, ceux en Afrique pourraient ne pas subir le même sort, non seulement du fait de leur ampleur mais aussi en raison des engagements de ces entreprises à l’égard des Etats. »
La difficulté dans ces deux pays, c’est qu’ils ont des capacités en progression. Or, il est très difficile d’arriver au terme d’un long programme d’investissement, de le mettre en route et de l’arrêter si tôt. C’est techniquement difficile et mauvais pour le champ pétrolier. Et qui veut vraiment prendre ce type de décision ? Vous voulez, au moins, récupérer l’investissement réalisé, que ce soit l’Etat ou la compagnie pétrolière.
Ceci dit, il faut voir sur quelle base de prix un projet a été bâti. Rappelez-vous que les grands projets ont été conçus il y a 5 à 10 ans, alors que les cours du pétrole étaient plus bas (36 $ en moyenne sur 2004, ndlr). Donc ils peuvent être encore économiquement viables malgré la toute récente baisse.
LA : A de tels prix, des projets dans des pays pionniers comme la Côte d’Ivoire sont-ils plus fragilisés ?
JW : Oui. Souvent des projets de plus petite taille se verront les premiers affectés, car ils sont en général développés par des compagnies de plus petite taille, qui ont moins de liquidités, ont des crédits et moins de garanties. Ce qui n’est pas le cas des grandes entreprises qui voient à 5, 10 ou 15 ans lorsqu’ils démarrent un projet et disposent du budget nécessaire.
LA : Quel impact cette situation peut-elle avoir sur les projets de réduction de torchage ou de GNL ?
JW : Ces projets devraient se poursuivre, et ce d’autant plus que les marchés gaziers se portent plutôt bien actuellement. Les prix du gaz ont baissé, mais le GNL prend une place croissante sur de nombreux marchés.
LA : La baisse des cours va-t-elle accélérer le déclin de pays comme le Gabon ?
JW : Cette baisse va toucher tous les pays. Mais il ne faut pas oublier que les prix sont à environ 40 $. C’est au-dessus de la moyenne historique. Ce n’est pas un faible prix ; c’est même un prix élevé. Donc de plus petits producteurs peuvent avoir des coûts de production plus faibles ou ils peuvent avoir budgétisé des prix plus bas. Pour développer de nouveaux champs, on estime que le coût moyen est de 80 $ le baril. Mais cela varie selon les projets.
LA : Comment voyez-vous évoluer le front pétrolier africain dans un tel contexte ?
JW : Malgré la baisse des cours, l’Afrique demeure une région hautement intéressante, tant dans l’exploration que dans le développement pétrolier. Sur les court et moyen termes, le plus grand nombre de réserves connues sont dans le deep offshore, au large de l’Angola et du Nigeria. Elles sont attirantes en raison de leur taille mais aussi parce que seules des grandes compagnies pétrolières ont la capacité, la connaissance et la technologie pour les exploiter. Par conséquent, ces projets attirent aussi beaucoup les gouvernements. Aussi, le Golfe de Guinée, et surtout l’offshore, demeurent très attirants dans un avenir proche.
