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Hérodote

2011/3 (n° 142)

  • Pages : 256
  • ISBN : 9782707169679
  • DOI : 10.3917/her.142.0183
  • Éditeur : La Découverte

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L’exploration pétrolière dans la région saharienne a beaucoup évolué depuis une dizaine d’années. Cela est notamment le résultat d’une augmentation des cours du pétrole sur les marchés internationaux. De dix dollars le baril en 1998, le brut est passé à 147 dollars le 11 juillet 2008. Puis le cours s’est effondré à 40 dollars en décembre 2008 pour se reprendre en 2009 et 2010 où il a fluctué entre 70 et 90 dollars. Ces cours élevés ont modifié en profondeur la géographie des zones d’exploration dans le monde et en particulier en Afrique. Les budgets d’exploration des sociétés pétrolières ont explosé dans les périmètres déjà connus, mais ces cours ont permis d’encourager la recherche dans des bassins sédimentaires peu explorés comme dans la zone saharienne. Cette vaste étendue caractérisée par une ultra-aridité englobe géographiquement des régions allant de la Mauritanie jusqu’au Soudan, en passant par l’Algérie, le Mali, le Burkina Faso, la Libye, le Niger et le Tchad.

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L’exploration au Sahara n’est cependant pas une nouveauté pour tous les pays de la région. Les sociétés pétrolières, en particulier françaises, ont commencé à produire dans la partie septentrionale du Sahara algérien à partir de 1958 (la même année que sur les côtes libyennes ainsi qu’au Nigeria). Cependant, il a fallu attendre 1999 pour qu’un autre pays de cette zone devienne producteur. En effet, le Soudan, grâce à la China National Petroleum Corporation et à Petronas (Malaisie), produit quelque 500000 barils par jour dans la région qui est devenue le 9 juillet 2011, par le référendum du 9 janvier 2011, l’État du Sud-Soudan [2][2] Une partie des gisements pétroliers est également sous.... La zone de production échappe pourtant à la région saharienne, au sens purement climatique du terme, qui s’arrête à l’ouest du pays, au Darfour. Quatre ans après les débuts pétroliers du Soudan, c’est au tour du Tchad, dans la région sud du bassin de Doba, que la production commence avec un peu moins de 200000 bpj (barils par jour). Enfin, la Mauritanie obtient ce statut envié de producteur de pétrole en 2006, grâce au gisement offshore de Chinguetti situé à 70 kilomètres à l’ouest de Nouakchott.

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Plusieurs zones, découvertes depuis les années 1980-1990, mettent plus de temps à être mises en développement du fait de leur enclavement. Le cas du Niger est parlant, les sociétés Elf puis Exxon et Petronas ont découvert d’importants potentiels pétroliers dans le bloc d’Agadem à l’est du pays dès les années 1990. Pourtant, elles ont quitté le pays du fait de cours pétrolier trop bas, ne permettant pas de rentabiliser un oléoduc de plus de 1500 kilomètres pour rejoindre l’océan, doublé de conditions politiques jugées trop difficiles. Il aura fallu attendre l’arrivée au Niger d’une société étatique chinoise en 2008 pour que la rentabilité passe au second plan (dans un premier temps), après la nécessité absolue de produire du pétrole, devenu une ressource plus rare et donc plus stratégique. En trois ans, les Chinois ont réussi à forer une cinquantaine de puits, construire une raffinerie ainsi que l’oléoduc qui la raccorde aux champs. De même, au Tchad voisin, les Chinois, qui n’opèrent pourtant pas les champs du bassin de Doba, sont parvenus à mettre au jour d’autres champs et à construire également une raffinerie au nord de N’Djamena.

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Cet article ne traitera pas de tous les pays de la région saharienne. Nous nous concentrerons uniquement sur l’étude de quatre pays sahariens : la Mauritanie, le Mali, le Niger et le Tchad. Seuls la Mauritanie et le Tchad produisent du pétrole, mais nous nous attarderons peu sur les conséquences de ces projets déjà en marche. Il s’agira davantage de décrire les chantiers futurs ou en cours. Nous nous demanderons quelles ont été les conséquences des prix élevés du brut pour cette zone auparavant peu intéressante pour les pétroliers. Y a-t-il des coopérations entre les pays de la région dans le domaine pétrolier ? Le cas mauritanien sera lié au cas malien du fait du partage d’un même bassin sédimentaire : le Taoudenni. Ce dernier se prolonge vers le nord sur le territoire algérien, cependant l’absence totale de forage et le peu d’exploration dans la zone démontrent que le pays ne considère pas ce bassin comme une priorité, même si les cadres de la Sonatrach sont convaincus d’un important potentiel [3][3] Discussion avec des cadres de la Sonatrach en févr....

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De même, du fait de la perspective de l’utilisation des mêmes infrastructures d’exportation et de la présence d’acteurs pétroliers communs – les compagnies chinoises – les cas nigérien et tchadien sont liés. Pour éviter un développement bloc par bloc ou zone par zone, nous nous proposons de suivre un plan thématique. Nous étudierons d’abord la place particulière que tiennent les sociétés d’État dans l’exploration de ces quatre pays sahariens. Hormis les compagnies chinoises, les compagnies algériennes, tunisiennes et libyennes sont aussi très présentes. Elles sont aussi rejointes par des sociétés du Golfe comme Qatar Petroleum et Kufpec (Koweït). Cet article analyse pourquoi ces acteurs étatiques, animés par une stratégie et des cycles un peu différents des sociétés privées, s’intéressent particulièrement à cette immense zone difficile d’accès et sous-explorée. Elles ne sont pas seules en activité au Sahara, de grandes entreprises privées ainsi que de plus petites croient depuis quelques années au potentiel de cette zone. Elles coopèrent pour certaines d’entre elles avec les sociétés d’État comme en Mauritanie. Il sera également question d’un enjeu essentiel dans cette zone, à savoir comment les sociétés, en discussion avec les États, comptent évacuer le pétrole dans cette situation d’enclavement. Outre l’étude a posteriori du projet vitrine de la Banque mondiale, l’oléoduc entre le Tchad et le Cameroun, qui est globalement un échec, les possibilités d’oléoducs d’exportation du brut du bloc nigérien d’Agadem seront aussi mises en lumière. L’autre utilisation possible du pétrole est l’approvisionnement de raffineries construites localement. Les cas singuliers des raffineries chinoises au Niger et au Tchad, dont la rentabilité est mise en doute, seront étudiés. Enfin, les enjeux du gazoduc transsaharien qui vise à transporter le gaz du delta du Niger vers l’Algérie via le Niger et peut-être le Mali concluront notre propos. De multiples défis sécuritaires seront à surmonter tout au long du tracé de ce projet discuté depuis les années 1990. Avec la montée en puissance depuis 2006 des mouvements terroristes tels qu’Al-Qaïda au Maghreb islamique (AQMI) ainsi que l’accroissement des violences dans le delta du Niger, ce projet semble difficile à réaliser dans le court terme.

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Cet article s’appuie principalement sur une cinquantaine d’entretiens avec des cadres du gouvernement, ministres, journalistes, professeurs, salariés d’ONG réalisés sur le terrain en Mauritanie et au Mali dans le cadre de voyages depuis 2007, ainsi que sur des conversations fréquentes avec des cadres du ministère des Mines au Niger et des conseillers pétroliers à la présidence à N’Djamena [4][4] Ce réseau de contacts a pu être étoffé et entretenu....

Grande diversité des sociétés pétrolières au Sahara

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Les blocs pétroliers, en Mauritanie, au Mali, Niger et Tchad, ont en commun les superficies des périmètres offerts, qui sont bien supérieures à ce qu’on propose dans la plupart des autres zones en exploration. Au Mali, par exemple, le bloc 20 (nord du pays) de Sipex (Sonatrach International Petroleum Corporation) s’étend sur 117000 kmsoit 1/10 du territoire du pays. En Mauritanie, les blocs du Taoudenni dépassent les 50000 km2. Au Niger, si un redécoupage, validé en octobre 2010, des seize blocs disponibles en une trentaine a réduit la superficie des permis, ces derniers restent encore compris en moyenne entre 30000 à 50000 km2 [Africa Energy Intelligence, 10 novembre 2010]. Cette stratégie vise à attirer les sociétés pétrolières car les probabilités de découvertes sont statistiquement plus grandes avec de grandes surfaces d’exploration.

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Ces cadastres pétroliers mettent aussi en évidence la présence de trois types de sociétés pétrolières. Le premier, largement dominant et surreprésenté, sont les sociétés d’État maghrébine (principalement Algérie, Tunisie et Libye), du Golfe (Qatar et Koweït) ou de Chine. Les quelques grandes entreprises et sociétés intermédiaires occidentales, uniquement européennes, avec notamment Total, ENI, Repsol, et Wintershall constituent le deuxième type. Enfin, le troisième type qui est très répandu, en particulier en Mauritanie jusqu’à récemment et au Mali encore actuellement, sont les très petites sociétés qui sont parfois sans moyen et qui, en prenant un bloc, réalisent une simple affaire de spéculation en espérant que d’autres compagnies opérant des zones proches fassent des découvertes qui valoriseront leur périmètre.

Forte présence des sociétés nationales d’Afrique du Nord

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Les sociétés pétrolières nationales venant des pays producteurs du Maghreb s’intéressent toutes à la zone Sahara au sud de leur territoire pour des raisons de contrôle géopolitique de cet arrière-pays car elles ont des relations privilégiées de langue (français ou arabe) et d’histoire. Leur investissement pétrolier dans cette zone est souvent leur premier en dehors de leur territoire national. Cependant, l’arrivée de ces sociétés coïncide aussi avec la récente hausse des cours du pétrole qui les pousse (grâce à leur « cagnotte ») à aller explorer ailleurs que sur leur sol.

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La société algérienne Sonatrach a commencé à s’intéresser aux États sahariens du Sud il y a moins d’une dizaine d’années. La Sonatrach International Petroleum Corporation ou Sipex, a été créée et enregistrée aux îles Vierges britanniques en 1999 afin de permettre à Sonatrach de prendre des participations dans des blocs en dehors du territoire algérien. La multiplication des investissements de Sipex est largement encouragée par les réserves en devises que va engranger la maison mère pendant « les années folles » de 2000 à 2008 (entre 300 et 400 milliards de dollars). En 2005, la Sonatrach s’est donné comme objectif ambitieux de produire à l’horizon d’une décennie 30% de son débit total de champs en dehors de son territoire national [Africa Energy Intelligence, 2 mars 2005].

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En 2005, la Sipex commence par prendre 20% des deux blocs détenus par Total (Ta7 et Ta8) dans la partie mauritanienne du bassin de Taoudenni partagé entre la Mauritanie, le Mali et l’Algérie [5][5] Le Taoudenni algérien (100000 km2) n’a quasiment pas.... Total, voulant partager les risques sur une zone très enclavée et où les connaissances géologiques sont très faibles, vend également 20 % de ces deux périmètres à Qatar Petroleum en 2007. La même année, elle signe un contrat de coopération avec la Société mauritanienne des hydrocarbures (SMH) pour le développement des blocs Ta1, Ta30, Ta31 et Ta3 (sans concrétisation sur le terrain). Sipex entre également au Niger sur le bloc de Kafra en 2005 (nord-est du pays), sur lequel elle devra réaliser un premier forage en 2011. Enfin, la société algérienne décide de prendre sur le Taoudenni malien un bloc en propre (le 20) et cinq en partenariat avec la société italienne ENI (blocs 1, 2 , 3, 4 et 9). Cependant, en 2009, voyant qu’elle ne pouvait pas honorer ses engagements contractuels pour tant de blocs, le partenariat commercial entre les deux sociétés procède à la restitution des blocs 3 et 9, et signe un avenant au contrat de partage de production [6][6] Dans l’industrie pétrolière, le contrat de partage... qui permet la fusion des blocs 2 et 4. Cette opération ne s’explique aucunement par des problèmes de trésorerie de Sonatrach mais davantage par le souhait d’attendre les résultats du premier forage dans ce bassin sur le bloc de Total en Mauritanie, achevé à l’été 2010. Le forage a d’ailleurs été décevant mais le groupe français est tenu de forer un autre puits. Cependant, l’attentisme de Sonatrach lui impose de rendre une partie des blocs à l’État malien. La société est d’ailleurs aux premières loges sur le périmètre mauritanien du fait de son partenariat avec l’entreprise française.

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Au Mali, Sonatrach profite de la faiblesse de la gouvernance et du relatif laxisme des autorités pétrolières de ce pays représenté par l’Autorité pour la promotion de la recherche pétrolière (AUREP) pour repousser son forage depuis 2009. Puisqu’elle n’a plus que deux blocs, elle n’est désormais contrainte d’effectuer qu’un seul forage par périmètre. Ils devraient théoriquement avoir lieu en 2011.

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Active en Afrique sous son nom propre, la Sonatrach l’est aussi via des partenariats commerciaux, notamment Numhyd, société mixte contrôlée à 50% par la Sonatrach et à 50 % par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP), société nationale locale. Numhyd dispose de deux permis en Afrique du Nord : Kabboudia au large de la Tunisie et Hmara dans la préfecture d’Illizi, en Algérie.

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L’ETAP tunisienne travaille aussi sous son nom propre, notamment sur la partie mauritanienne du bassin de Taoudenni. La société a signé un premier accord en 2007, confirmé en 2008, pour collaborer avec la Société mauritanienne des hydrocarbures (SMH) sur l’exploration des périmètres Ta 40, 39, 54 et 22. La SMH, créée en 2004, voulait bénéficier de l’expérience de l’ETAP qui a des participations dans quasiment tous les champs onshore et offshore en Tunisie [7][7] Selon les chiffres de la BP Statistical Review of World.... Cependant, au début 2011, cet accord n’était toujours pas ratifié. Ceci résulte en partie de l’instabilité au poste de ministre en charge du pétrole en Mauritanie où huit titulaires se sont succédé depuis 2005. Mais c’est aussi le résultat d’un manque réel de volonté de la part des cadres pétroliers tunisiens. L’accord de 2007 relève d’une décision politique soulignant la bonne volonté de Tunis vis-à-vis de son « pauvre » voisin du Sud.

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Si la Libye n’a pas de participation directe dans l’exploration des pays sahariens par l’intermédiaire de sa société nationale National Oil Corporation (NOC), elle contrôle en revanche une grande partie des stations-service au Niger. Elle a en effet racheté les actifs d’ExxonMobil dans la distribution en Tunisie, au Maroc et au Niger en janvier 2008, ainsi qu’au Sénégal en novembre 2007. C’est la société Tamoil, qui appartient à la Libya Oil Holdings Ltd (l’un des fonds d’investissements libyens) [Africa Energy Intelligence, 17 septembre 2008], qui se charge de ces opérations. Le 5 septembre 2009, la LOHL qui possède aujourd’hui près de 3000 stations-service en Afrique, a fait ses premiers pas dans l’exploration en entrant au capital de Circle Oil, une compagnie irlandaise. Enfin, ce fonds s’est vu attribuer, en décembre 2007, trois permis d’exploration au nord du Tchad : Erdiss 1 et 2, ainsi que Djado 1.

Forte implication des sociétés asiatiques

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L’autre société nationale d’exploration pétrolière très présente dans ces quatre pays sahariens est la CNPC chinoise. Alors qu’elle est au Soudan depuis le milieu des années 1990, active sur la plupart des champs en production, elle attend 2005 pour intervenir en Mauritanie dans le bloc 20, situé sur la côte entre Nouakchott et la frontière sénégalaise. Ce périmètre fait partie du bassin côtier, géologiquement très différent du Taoudenni. Après avoir effectué un forage sec en 2007, la société a rendu son périmètre au gouvernement en 2009. Elle n’est plus active non plus sur le bassin de Taoudenni où, par déception, elle a rendu les périmètres Ta20 et Ta21, situés juste au sud de ceux prospectés par Total. Si la CNPC n’est pas au Mali, elle est en revanche au Niger et au Tchad. Au Niger, elle rentre en 2003 sur le bloc de Ténéré, qui s’étend sur près de 70000 kmsur les régions de Diffa, Zinder et Agadez [Africa Energy Intelligence, 26 novembre 2003]. En 2008, elle prend le contrôle du périmètre géant d’Agadem à l’est du pays dont la production commencera en 2012. Quant au Tchad, la CNPC, d’abord associée à la petite société canadienne Encana, développe depuis son arrivée en 2003 les champs du permis de Rônier proche de la petite ville de Bousso (sud-ouest). En 2006, elle prend 50 % des parts du consortium, avant de racheter le 12 janvier 2007 la totalité du permis H qui se prolonge sur plusieurs bassins sédimentaires. Ce permis devrait produire 20000 bpj dès 2012. La China Petroleum Company (CPC) taïwanaise opère également depuis 2006 les blocs 1-2 et 3 du bassin de Chari. Un forage effectué en 2010 dans le bloc 1 révèle des réserves significatives.

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Pourquoi cette importante présence de la Chine dans tous les pays sahariens à l’exception du Mali ? La Chine a, grâce à ces trois sociétés pétrolières étatiques, CNPC, CNOOC et Sinopec, la volonté de sécuriser ses approvisionnements qui ne sont plus, depuis 1993, satisfaits par les ressources nationales en charbon et en pétrole. En 2010, la Chine consommait quelque 9 millions de barils par jour, dont seuls 3,5 millions étaient produits sur son territoire. Si ces trois sociétés fonctionnent de plus en plus avec des critères identiques aux autres grandes entreprises, elles doivent répondre à une certaine rentabilité et elles saisissent l’opportunité d’aller dans des zones où aucun autre pétrolier ne veut aller. Elles y mettent d’importants moyens pour éventuellement découvrir de nouvelles réserves. Au Niger en l’occurrence, la présence de réserve sur le bloc d’Agadem était déjà établie depuis la fin des années 1990. Mais les sociétés internationales classiques telles que Elf, Exxon ou Petronas ont considéré que le développement du projet n’était pas rentable compte tenu de son enclavement et de ses réserves. De surcroît, lors d’un l’appel d’offres organisé en 2008, très peu ont finalement accepté les conditions du président Mamadou Tandja qui exigeait la construction d’une raffinerie, projet difficilement rentable et très coûteux. Les sociétés étatiques chinoises peuvent, de ce fait, investir dans le court terme sans condition de rentabilité en espérant se rembourser sur le très long terme.

CARTE 8 - LA COMPAGNIE NATIONALE PÉTROLIÈRE CHINOISE AU NIGER

Les sociétés privées actives dans le Sahara

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Outre l’omniprésence des sociétés nationales, l’étude de la carte des blocs des quatre pays montre aussi la présence de sociétés privées. Les plus grandes entreprises comme Elf, Exxon, Chevron et ENI se sont succédé pour explorer depuis les années 1970 au Mali, au Niger et au Tchad. La Mauritanie a été moins explorée, le bassin de Taoudenni était quasiment vierge avant l’arrivée de sociétés au milieu des années 2000. Pourtant, c’est en Mauritanie qu’on trouve aujourd’hui le plus de sociétés en exploration dans la région saharienne, comme la française Total, l’espagnole Repsol, les allemandes Wintershall (branche pétrolière du groupe chimiquier BASF) et RWE. Ces sociétés ont accouru à Nouakchott après l’annonce en 2001 de la découverte du gisement de Chinguetti en offshore. Ce bassin de Taoudenni est l’un des derniers à n’avoir quasiment pas fait l’objet de recherches poussées. C’est donc une zone sédimentaire risquée mais intéressante dans une période où les compagnies ont d’importants budgets d’exploration. D’autres sociétés, attirées elles par l’arrivée de ces groupes, ont tenté l’aventure du Taoudenni côté mauritanien mais elles ont été éconduites par le ministère du Pétrole dès le milieu de l’année 2008, pour non-respect des contrats de partage de production : c’est le cas de la société privée soudanaise Hi-Tech (cinq blocs) et d’ASB (sept blocs) [Africa Energy Intelligence, 26 novembre 2008]. Les droits d’exploration sur deux blocs côtiers ont également été retirés à la société 4M Energy [8][8] Le bassin côtier abrite plusieurs sociétés importantes....

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La partie malienne du bassin a également attiré de grosses sociétés privées comme l’ENI italienne en partenariat avec Sonatrach sur le bloc 4 ou, dans une moindre mesure, Heritage qui opère les blocs 7 et 11 avec Centric Energy. Cependant, la plupart des autres bassins au Mali, comme les fosses de Nara, le graben de Gao, le bassin de Tamesna et Iullemeden, sont explorés par de très petites sociétés qui attendent qu’une découverte soit réalisée dans un bloc ou un bassin proche pour favoriser un partenariat avec une société plus importante. La possible arrivée de Tullow Oil (qui explore de très gros champs en Ouganda et au Ghana) sur le Tamesna et les fosses de Nara pourrait être un nouvel espoir. Une délégation a rencontré le président Amadou Toumani Touré le 1er juin 2011.

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Quant au Niger et au Tchad, largement dominés par la présence de la CNPC, ils abritent également quelques autres sociétés. Exxon, Petronas et Chevron sont les opérateurs des champs du bassin de Doba au sud du pays dont le pétrole, quelque 150000 à 200000 bpj, est exporté par un oléoduc vers la ville de Kribi au sud du Cameroun. Au Niger, la petite compagnie canadienne TG World détient une participation minoritaire sur le bloc de Ténéré également exploité par la CNPC. Plusieurs sociétés significatives comme Gazprom et China Sonangol (comprenant des intérêts privés chinois et angolais) ont également approché le ministère des Mines à Niamey en 2010.

La gouvernance pétrolière dans les pays sahariens

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Quelle est la gouvernance du secteur pétrolier dans les pays sahariens de notre étude ? Seuls la Mauritanie [9][9] Le dernier ministre du Pétrole nommé en Mauritanie... et le Tchad ont un ministère dédié au pétrole : le Niger et le Mali gèrent le pétrole par l’intermédiaire de ministère des Mines. Ces États ne sont pas encore producteurs : en effet, les premiers barils nigériens devraient être extraits en 2012. Quant au Mali, aucune découverte n’a encore été effectuée. Outre les ministères, ces quatre pays ont des sociétés nationales ou des structures indépendantes en charge du secteur pétrolier (exploration/production et distribution pétrolières) rattachées à un ministère de tutelle. Ce sont la Société mauritanienne des hydrocarbures (SMH) et la Société des hydrocarbures du Tchad (SHT), créées au début des années 2000. Quant à la Société nigérienne des produits pétroliers (Sonidep), créée en 1977, elle s’occupe uniquement des produits pétroliers. Ces trois entités n’ont pourtant pas le droit de délivrer les blocs, opération uniquement dévolue aux ministères. Leurs fonctions sont de gérer la part de l’État dans les champs en production ou en exploration, de réguler l’importation de produits pétroliers et de constituer les bases de données géologiques. L’État a en effet soit des blocs en propre qu’il développe avec l’appui d’autres sociétés « amies », comme entre la SMH et l’ETAP tunisienne, soit des participations minoritaires sur des périmètres exploités par des sociétés étrangères. Enfin, nous avons déjà mentionné le cas malien de l’Autorité pour la promotion de recherche pétrolière (AUREP) – dont la fonction est de délivrer les blocs –, qui peut être considérée comme un service du ministère des Mines. Ces ministères, sociétés nationales ou agences fonctionnent essentiellement grâce à la compétence de quelques dizaines de personnes.

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En Mauritanie, en 2007, un audit du ministère du Pétrole a été effectué grâce à des fonds de la Banque mondiale et à la volonté du ministre de l’époque, Mohamed Ould Moktar El Hacen, dans le but d’optimiser son fonctionnement. Les résultats ont confirmé qu’une partie des salariés (plusieurs dizaines de personnes) n’avaient en effet aucune formation leur permettant d’appréhender le secteur et qu’une autre partie recevait un salaire depuis la création de ce ministère sans jamais s’y être rendue. Ces agents avaient un type de contrat précaire, très répandu dans la fonction publique mauritanienne, appelé : personnels non permanents (PNP) [10][10] Discussions avec le ministre Mohamed Ould El Moktar.... Ce contrat spécifique facilite le népotisme, il permet aux ministres d’embaucher des proches, qui viennent de leur région ou à qui ils doivent tout simplement des faveurs.

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Le cas du Tchad est singulier. La société pétrolière nationale SHT a été dirigée jusqu’en février 2011 par le frère de la deuxième épouse du président Idriss Déby [11][11] Ahmat Khazali Acyl dirige la SHT tchadienne après avoir.... Cette proximité entre les cadres du pétrole et le pouvoir politique semble moins prégnante au Mali et au Niger car le secteur est moins stratégique.

Le rôle des bailleurs de fonds dans le cas tchadien

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La Banque mondiale a considérablement appris de l’exemple du pétrole tchadien. À la fin des années 1990, si les sociétés pétrolières Exxon, Petronas et Chevron étaient convaincues du potentiel pétrolier gisant dans les champs du bassin de Doba (sud du Tchad), elles éprouvaient une certaine gêne à investir seules sur un projet de 4 milliards de dollars dans un pays potentiellement instable. La Banque mondiale ainsi que la Banque européenne d’investissement se sont donc impliquées dans le projet en prêtant des fonds au Tchad (140 millions de dollars). La Banque mondiale a aussi été active dans le travail de médiation entre les trois acteurs : l’État tchadien, les populations touchées par le projet pétrolier et les compagnies pétrolières [Magrin et Van Vliet, 2005]. En échange de ce soutien financier et technique, les deux institutions ont imposé au président Déby de créer un fonds pour les générations futures, et que la quasi-totalité des revenus, soit 80%, soit utilisée pour des secteurs prioritaires (santé, éducation, infrastructures). Mais en janvier 2006, Idriss Déby décide de supprimer le fonds destiné aux générations futures, et modifie la répartition des 80% restants. La Banque mondiale accepte en juillet 2006 un compromis où la suppression du fonds pour les générations futures est actée. Ces tensions vont pousser le Tchad à se rapprocher des investisseurs non occidentaux comme la CNPC chinoise.

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Le 9 septembre 2008, le Tchad rembourse, avant terme, le prêt de la Banque mondiale. Un an après, Idriss Déby décide de commercialiser directement la part du brut qui lui revient, soit quelque 40000 bpj sur les 145000 produits. À la faveur de négociations au siège d’Exxon-Mobil à Houston en mars 2009, l’entreprise accepte ce procédé qui théoriquement doit commencer en 2010 [Africa Energy Intelligence, 25 mars 2009]. Il sera appliqué par la Société des hydrocarbures du Tchad (SHT). Le contrôle de cette « manne » pétrolière va devenir encore plus compliqué. La vente directe des barils de l’État commencera effectivement dans le courant de l’année 2011.

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Cet épisode impliquant les bailleurs est révélateur. En effet, le Tchad, dont la production a commencé en 2003, s’est émancipé de la communauté internationale grâce à ses revenus pétroliers. Lorsqu’un État obtient d’importants revenus grâce à ses matières premières, la tendance naturelle est de se débarrasser au plus vite des organismes qui vont orienter la dépense vers des secteurs spécifiques. Le régime d’Idriss Déby peut désormais utiliser l’argent en toute indépendance. Les nouveaux pays producteurs africains comme le Ghana ou l’Ouganda lui préfèrent largement la coopération norvégienne, vécue par les États comme étant beaucoup moins interventionniste et beaucoup plus « à la carte ».

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Dans son projet pétrolier actuellement en développement, le Niger suit d’ailleurs le même procédé choisi au Soudan dans la seconde moitié des années 1990. Le financement et la mise en place de l’industrie pétrolière sont uniquement le fait de sociétés étatiques, en l’occurrence la CNPC. Le pays ne compte pas sur les bailleurs de fonds traditionnels. Cela pourrait d’ailleurs changer avec le nouveau Président élu en mars 2011.

Que faire du pétrole découvert dans un Sahara totalement enclavé ?

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Du fait de l’absence d’accès à la mer, à l’exception de la Mauritanie [12][12] La Mauritanie est également un exemple d’accès à la..., les sociétés pétrolières en concertation avec les pays sahariens doivent trouver des solutions pour exporter des réserves d’hydrocarbures enclavées. Or les possibilités sont rares. Le Tchad a innové en développant, avec l’aide de l’opérateur Exxon, le bassin pétrolier de Doba, très éloigné de la mer. Ce projet a pu se réaliser grâce à la construction d’un oléoduc de 1070 kilomètres qui rejoint Kribi au Cameroun. Le consortium a misé sur une accélération de la demande mondiale qui orienterait les prix du baril à la hausse. Pari réussi. Outre la question de l’exportation du brut, la transformation locale d’une partie du brut est posée avec des projets de raffinerie en cours au Niger et au Tchad.

Les raffineries chinoises, la diplomatie du cadeau

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L’ex-président du Niger Mamadou Tandja, mis à l’écart à la suite d’un coup d’État le 18 février 2010, a organisé entre 2007 et 2008 un appel d’offres pour mettre en développement le bloc d’Agadem, à l’est du pays. Les réserves y sont déjà connues, 300 millions de barils, puis révisées officiellement à 650 millions en mars 2011. Le propre fils de Tandja, Ousmane Tandja, qui était alors attaché commercial à l’ambassade du Niger à Pékin, a probablement contribué à la victoire de la CNPC. Cependant, ce qui a davantage pesé dans la décision du Niger est la promesse de la société chinoise de construire une raffinerie de 20000 bpj à proximité de la ville de Zinder, deuxième centre urbain du pays, proche de la frontière nigériane. Cet emplacement, très loin du principal centre de consommation de Niamey, à 890 kilomètres, n’a pas été choisi au hasard par Mamadou Tandja. Le Président qui envisageait déjà en 2008 de se présenter à un troisième mandat, ce qui impliquait de modifier la Constitution, a voulu lancer plusieurs chantiers visibles par la population comme un nouveau pont sur le fleuve Niger à Niamey inauguré en février 2011 ou la raffinerie de Zinder. L’emplacement de cette dernière n’a pas été anodin. Le but était de ramener les partisans de l’un des principaux opposants à Mamadou Tandja, Mahamane Ousmane [13][13] Mahamane Ousmane a été président du Niger de 1993 à 1996,..., dans le giron de Tandja.

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En dehors de cette tactique politicienne, la raffinerie de Zinder sera difficilement rentable dans l’immédiat. Le pays consomme entre 6000 et 7000 bpj de produits pétroliers correspondant à seulement un tiers de la capacité de Zinder. Or cette ville est située à proximité immédiate de la frontière du Nigeria par laquelle transitent chaque jour des milliers de barils de produits raffinés de contrebande échappant à la douane. Dans l’un de ses rapports de 2007 destiné aux services de l’État, la Société nigérienne des produits pétroliers (Sonidep) décrit la contrebande de pétrole raffiné ainsi :

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Ce phénomène à manifestations diverses est devenu si ancré dans la mentalité de certaines populations qu’il devient culturel. Traditionnellement la fraude était l’apanage des régions frontalières du Nigeria (Tahoua, Maradi, Zinder et Diffa). Aujourd’hui, elle a pris une telle ampleur que les zones jusque-là épargnées sont littéralement envahies de produits pétroliers provenant de la fraude.

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En d’autres termes, la Sonidep fait le constat que l’achat de pétrole de contrebande venant du Nigeria est devenu une habitude de consommation naturelle pour les Nigériens, non seulement parce que les stations-service ne sont pas en nombre suffisant, mais aussi parce que le prix de l’essence légale est trop élevé. La raffinerie de Zinder aura des difficultés pour trouver les clients nécessaires pour fonctionner à plus d’un tiers de sa capacité. La CNPC, qui construit la raffinerie, est d’ailleurs bien consciente de la possible non-rentabilité de l’ouvrage. La part de l’État (40 %) dans la construction était, au départ, censée être financée par la vente des produits pétroliers transformés par la raffinerie de Zinder. Mais de nouvelles négociations informelles ont eu lieu en 2009 entre quelques conseillers du Président nigérien et le patron de la CNPC locale Fu Jilin. Ce dernier, doutant de la rentabilité de la raffinerie, a proposé que les 40 % de l’État soient gagés sur la vente des produits raffinés et sur le pétrole d’Agadem destiné à l’exportation revenant théoriquement au Trésor public, soit entre 15 et 20% de la production totale. Ceci fut conclu.

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Depuis la chute de Tandja en février 2010, les cadres du ministère des Mines ne reconnaissent pas cet accord qui n’a pas fait l’objet d’une ratification officielle. De plus, les fonctionnaires nigériens remettent en cause le coût de la raffinerie affiché par la CNPC : 980 millions de dollars. Le Programme des Nations unies pour le développement a d’ailleurs financé début 2011 une étude d’un expert indépendant [14][14] Discussions avec cet expert, professeur à l’Institut... qui aura la charge de mener un audit sur les coûts de construction de Zinder. Le rapport doit être rendu mi-2011. Les Chinois tentent de gager la part de la production revenant à l’État sur Agadem, ce qui implique que le Trésor public ne verrait aucune retombée financière issue de la vente de pétrole raffiné et du brut avant plusieurs années. Les Chinois essaieraient également de gonfler la note de l’ouvrage pour pouvoir rentabiliser au maximum leur investissement.

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Ces relations particulières entre la CNPC et l’État sont le résultat d’une période où Tandja, pour se maintenir au pouvoir, a fait de nombreuses concessions pour obtenir des fonds. Or tous les contrats importants, dans le pétrole comme dans l’uranium, ont échappé aux fonctionnaires du ministère des Mines. Depuis le début de la transition commencée en février 2010 et achevée avec l’élection de Mahamadou Issoufou en mars 2011, d’âpres négociations ont eu lieu avec le responsable local de la CNPC. Les autorités actuelles du Niger ne reconnaissent pas les méthodes de remboursement prises sous l’ancien régime.

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Au Tchad, la CNPC a également construit entre 2009 et 2011 à Djermayia, 40 kilomètres au nord de N’Djamena, une raffinerie de même capacité que celle de Zinder, soit 20000 bpj. Cependant, comme son voisin, le Tchad n’a pas la capacité d’absorber plus de 5000 bpj. De plus, cet État souffre aussi de la contrebande venant du Nigeria. Une rentabilité quasi impossible est donc à prévoir. La CNPC opère aujourd’hui cinq blocs au Tchad. Pour l’heure, les découvertes réalisées par les Chinois vont en priorité servir à l’approvisionnement de la raffinerie de Djermaya. Ce sont les champs de Ronier et de Mimosa, proches de la ville de Bousso (sud-ouest), qui seront reliés par un oléoduc de 311 kilomètres à la nouvelle usine de transformation.

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Les cadres de la CNPC ont accepté en septembre 2007 les termes de ce projet de raffinerie estimé au même prix que Zinder. Cette concession du pouvoir chinois a conforté la décision du Tchad de reconnaître la République populaire en 2006. Jusqu’à cette date, le Tchad ne traitait qu’avec Taïwan, ce qu’il fait encore avec la China National Corporation qui détient trois blocs.

Comment exporter le brut des zones enclavées ?

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Hors de l’exploitation du brut par les raffineries, les réserves déjà prouvées au Niger ou au Tchad, ou le cas échéant celles du Taoudenni mauritanien ou malien, doivent être exportées. Or, pour ce faire, la construction d’un oléoduc est nécessaire.

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Pour le bloc d’Agadem à l’est du Niger, la CNPC a fait évoluer son projet d’oléoduc. À l’hypothèse béninoise par le port de Cotonou (1600 kilomètres) trop long et donc trop coûteux, la CNPC privilégie depuis 2010 la solution tchadienne. L’oléoduc partirait d’Agadem puis rejoindrait la frontière avec le Tchad, soit quelque 200 kilomètres, puis passerait au nord du lac Tchad et se connecterait à l’ouvrage construit par ExxonMobil et Petronas pour évacuer le pétrole du bassin de Doba [15][15] Cet oléoduc a été construit par Exxon pour transporter.... Au Tchad, le nouvel oléoduc de raccordement serait de 800 kilomètres. Ce projet sera plus facilement réalisable du fait de la présence de CNPC dans les deux pays. Les deux administrations en ont déjà discuté, ce que confirme le ministre du Pétrole tchadien Eugène Tabe en mars 2011 [16][16] Entretien privé avec le ministre lors de sa venue à....

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Concernant le bassin de Taoudenni, l’enclavement va aussi poser de lourds problèmes. La campagne de forages actuellement menée par Total dans la partie mauritanienne est située à plus de 800 kilomètres des côtes, ce qui obligera, en cas de découverte, la construction de coûteuses infrastructures. Des champs moyens peuvent être économiquement rentables sur les côtes, ou dans l’offshore peu profond ou enfin s’ils sont proches d’autres champs où le partage des infrastructures existantes est possible ; la rentabilité est par contre tout à fait différente lorsqu’il faut rejoindre la mer avec des oléoducs de plusieurs centaines de kilomètres. Cela vaut également pour la partie malienne du Taoudenni où l’enclavement est encore plus pénalisant. Cela exigera donc de développer les infrastructures pétrolières ou gazières dans un cadre régional.

Le projet mirage du Trans Sahara Gas Pipeline

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L’un des projets énergétiques les plus ambitieux impliquant les pays sahariens est celui du Trans Saharan Gas Pipeline (TSGP). Ce gazoduc viserait à transporter du gaz (20 ou 30 milliards de mètres cubes par an [17][17] Ce qui équivaut à 1/3 de la production gazière algérienne...) depuis le Nigeria jusqu’en Europe, en passant par le Niger et l’Algérie. Son intérêt s’est avéré proportionnel aux besoins gaziers toujours plus importants de l’Union européenne, également contrainte de chercher des moyens de réduire sa dépendance vis-à-vis de la Russie (en moyenne de 30% actuellement parmi les 27 pays membres).

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D’un coût estimé aujourd’hui entre 10 et 21 milliards de dollars, le projet du TSGP a été formellement lancé en septembre 2001 lors de la signature d’un accord de principe entre le Nigeria et l’Algérie. Si l’idée de ce gazoduc a eu des difficultés à émerger, c’est que cet accord est survenu à une période de prix bas du baril (moins de 20 dollars). À partir de 2003, les prix du baril et du gaz remontent. Le projet transsaharien attire alors une plus grande attention grâce aux revenus engrangés par les États producteurs et les compagnies pétrolières.

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Lors de la remise du premier rapport de faisabilité en mai 2006, les cabinets britanniques Penspen et IPA Energy assurèrent que le projet était viable économiquement ainsi que techniquement faisable. Le tracé proposé par ces cabinets ferait partir le gazoduc transsaharien de la région du delta du Niger (sud-est du Nigeria), puis passerait par la plus grande ville du nord du Nigeria, Kano (soit plus de 1000 km), il traverserait ensuite le Niger sur 841 km puis l’Algérie sur près de 2000 km pour rejoindre le nœud gazier de Hassi R’mel (région septentrionale du Sahara algérien), ce qui représente 3841 kilomètres au total.

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Il faut cependant attendre le 3 juillet 2009 pour que les trois ministres du Pétrole et de l’Énergie du Nigeria, du Niger et de l’Algérie signent à Abuja un accord intergouvernemental sur le développement du TSGP. Il n’y a donc en théorie plus de litige entre les promoteurs, cependant le projet a encore devant lui une multitude d’obstacles.

Des problèmes de réserves disponibles au Nigeria

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L’une des principales raisons de la lenteur du développement du TSGP est le doute qui pèse sur les réserves de gaz disponibles dans le delta du Niger. Les responsables de la Sonatrach algérienne ont demandé au cours de plusieurs réunions en 2008 que le Nigeria procède à une étude d’un cabinet indépendant sur le volume exact de ses réserves. Cette demande a été rejetée par les officiels nigérians arguant que les estimations des réserves disponibles dans le Delta, 184 trillions de pieds cubes, soit les plus importantes du continent africain, sont déterminées non pas par l’État mais par les compagnies pétrolières privées, celles-là mêmes qui exploitent les hydrocarbures de la région depuis plus de cinquante ans.

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Les investisseurs sont également rétifs à envisager de lourds investissements dans le climat d’insécurité qui règne dans la région. Le Delta est le théâtre depuis 2006 d’un accroissement des vandalismes et pirateries du fait des actions du Movement for the Emancipation of the Niger Delta [18][18] Mouvement pour l’émancipation du delta du Niger. (MEND) [Augé, 2009] qui a réussi à faire chuter la production pétrolière de 2,2 à 1,2 mbj durant l’été 2009 (paroxysme de la crise). À la suite de l’annonce par le président nigérian Umaru Yar’Adua de l’ouverture d’un processus d’amnistie en mai 2009, les membres du MEND ont décrété un cessez-le-feu illimité à partir du 4 octobre 2009. Mais la menace plane toujours. Le 1er octobre 2010, lors de la célébration du cinquantenaire de l’indépendance du pays, le MEND a revendiqué des attentats qui ont causé la mort de douze personnes. De plus, la revendication d’une meilleure répartition de la manne pétrolière [19][19] Actuellement les neuf États pétroliers du Nigeria ne..., principale pierre d’achoppement, n’a toujours pas été satisfaite.

Des risques sécuritaires tout au long du tracé

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En dehors de la menace du MEND, le tracé proposé par le cabinet Penspen va devoir emprunter d’autres zones très difficilement contrôlables de part leur très faible densité de population, en particulier au Niger et en Algérie. Deux principales menaces sont à prendre en considération : les Touaregs du Niger et l’ancien Groupe pour la prédication et le combat (GSPC), devenu en 2007 Al-Qaïda au Maghreb islamique (AQMI), dont les membres agissent en Algérie et depuis trois ans plus particulièrement en Mauritanie, Mali et Niger.

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Les Touaregs sont majoritairement localisés à l’est du Mali et au nord du Niger. Ils sont particulièrement nombreux dans la région nigérienne d’Agadez où le gazoduc devrait passer. Les Touaregs ont, depuis les années 1990, lutté contre le gouvernement nigérien pour que leur région ne soit pas délaissée en termes d’infrastructure et de développement. Ils ont aussi profité de ce relatif abandon de l’État dans leur zone pour développer des petits trafics de marchandises. De 2007 à octobre 2009, la rébellion s’est exacerbée avec la création d’un nouveau groupuscule : le Mouvement des Nigériens pour la justice (MNJ). Cette organisation a tué directement plusieurs dizaines de soldats nigériens notamment par des attaques de casernes pour faire pression sur Niamey. Une médiation libyenne a facilité la signature entre Tandja et les Touaregs d’un accord, en octobre 2009, conduisant à un cessez-le-feu. Les Touaregs ont réussi à acculer le gouvernement à la négociation car cette zone renferme l’immense mine d’uranium d’Imouraren exploitée par les Français d’Areva ainsi qu’une partie du pétrole du pays. Cependant, rien n’interdit de penser que, si les résultats du processus de réintégration déplaisent à une des factions, la rébellion repartirait aussitôt sous un autre nom. Le TSGP pourrait être un bon prétexte pour réclamer de nouvelles compensations à l’État. Peu d’équipement serait nécessaire pour vandaliser un gazoduc dont la protection sur les 844 kilomètres du territoire nigérien est impossible. Il faudra de toute façon que les autorités nigériennes négocient avec les Touaregs et les communautés locales pour le passage du gazoduc sur leurs terres. Enfin, les rébellions touarègues pourraient reprendre de plus belle avec le désengagement au Niger de Kadhafi, plongé dans une guerre civile depuis le début 2011.

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Le cas d’Al-Qaïda au Maghreb islamique (AQMI) est également pris très au sérieux par l’Algérie où plusieurs attentats meurtriers et enlèvements ont eu lieu depuis 2007. Tous les pays de la région sont désormais confrontés avec plus ou moins d’intensité aux actions d’AQMI. En Mauritanie, son action a commencé avec le meurtre de quatre Français en décembre 2007. Au Niger, les actions se multiplient : enlèvement de salariés d’Areva à Arlit en septembre 2010 et meurtre de deux Français enlevés à Niamey en janvier 2011. Nombre de communiqués d’AQMI sont dirigés contre les ressortissants français mais, dans les faits, ses actions visent tous les Occidentaux ainsi que les militaires des pays où le mouvement est implanté. Même si l’organisation n’a jamais officiellement menacé la construction du TSGP, il est à craindre que cette relative quiétude change avec l’éventuel début des travaux. A fortiori, après que l’entreprise française Total a fait publiquement part de son intérêt pour cet ouvrage en mai 2009. Le gazoduc deviendrait dans ce cas un symbole fort des intérêts français et serait ainsi doublement visé.

Projet mirage mais exaltant

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Malgré ces menaces, ce grand projet géopolitique attire les autres pays de la région. Le Mali, qui a priori n’est pas sur le tracé du TSGP, tente de convaincre depuis l’été 2009 ses homologues nigérians et algériens de l’associer à l’aventure [Augé, 2010]. L’Autorité pour la promotion de la recherche pétrolière au Mali (AUREP) a commandé en septembre 2009 un rapport de préfaisabilité à la compagnie canadienne ERCO Worldwide. Celle-ci devait se déterminer sur les avantages comparatifs du relief du territoire malien comparé à celui du nord du Niger pouvant justifier un changement de tracé. ERCO a dû également se déterminer sur le potentiel gazier du Mali dont une partie pourrait être injectée dans le TSGP. Le 8 juillet 2010, un émissaire du président malien Amadou Toumani Touré a rencontré le président nigérian Goodluck Jonathan [Africa Energy Intelligence, 15 juillet 2010] qui s’est dit ouvert à la participation du Mali. Il est cependant très improbable que le Mali soit un jour impliqué dans ce gazoduc. Les réserves gazières du pays sont pour le moment inexistantes, aucun forage n’y a été effectué depuis les années 1990. De plus, le passage par son territoire impliquerait très certainement une réévaluation des coûts de construction du gazoduc à la hausse. Il serait difficile pour le Mali de lever des fonds pour un gazoduc qui n’est pas du tout dans la priorité des bailleurs traditionnels. Le projet semble déjà difficile à trois acteurs, un quatrième ne ferait que le compliquer encore. L’Algérie n’a pas non plus témoigné d’un grand intérêt pour la candidature malienne.

Un projet opportuniste pour les sociétés avides de permis au Nigeria

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Plusieurs sociétés européennes ont déjà exprimé leur intérêt pour ce gazoduc qui serait le plus long d’Afrique. Les plus importantes sont Total, ENI (Italie) et Gas Natural et Repsol (Espagne). Cependant, ces sociétés, tout en réitérant leur intérêt, sont restées assez floues dans leur désir d’intégrer ce projet. Dans ces conditions, quelles peuvent être les raisons objectives de ces compagnies de s’intéresser au TSGP alors que la rentabilité est systématiquement le premier critère d’investissement ?

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L’hypothèse d’une réelle volonté d’investir est peu probable. Parler du TSGP peut flatter les autorités des pays hôtes du projet, en particulier celles du Nigeria, afin d’obtenir un accès aux réserves. Le TSGP était porté par les mêmes personnes depuis une décennie, à savoir les ministres du Pétrole nigérian (Rilwanu Lukman) et algérien (Chakib Khelil). Personnalités qui sont également, dans leur pays respectif, responsables de l’attribution de contrats d’exploration/production. Pour les sociétés privées, la stratégie d’en parler publiquement de temps à autre n’est donc pas dénuée de sens tactique. Depuis le remplacement de Chakib Khelil en mars 2010 et de Rilwanu Lukman en mai 2010, l’intérêt des deux États pour le TSGP s’est considérablement émoussé et les promesses d’investissement des pétroliers également. Si Total travaille déjà au Nigeria, Gas Natural et Repsol, essayent désespérément d’entrer dans l’exploration depuis plusieurs années. Parler du TSGP leur permet probablement une meilleure écoute à Abuja. Si le TSGP était amené à se réaliser grâce à une improbable volonté politique, ces sociétés auraient intérêt à y être associées car elles seraient toutes concernées par ce nouveau gaz à destination de l’Europe. Le Transsaharien arriverait directement de l’Algérie en Italie et en Espagne et le gaz remonterait vers la France. Il est donc logique que les grosses sociétés de ces trois pays en parlent. On observera qu’en dehors de ces compagnies européennes aucune autre société (américaine ou asiatique), à l’exception de Gazprom, n’a pour le moment manifesté d’intérêt.

Le jeu singulier de Gazprom

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La grande entreprise russe Gazprom tente depuis cinq ans de travailler en Afrique. L’Algérie et le Nigeria ont été, du fait de leurs réserves, un objectif prioritaire. Gazprom entre en décembre 2008 sur le champ algérien d’El Assel, en grande partie grâce aux assurances données au ministre algérien quant à la construction du TSGP. L’entrée au Nigeria a été plus laborieuse. Après un premier voyage à Abuja du président Vladimir Poutine en 2007, une délégation de Gazprom se rend dans le pays en janvier 2008 pour proposer un partenariat énergétique. La société russe se déclare pour la première fois officiellement intéressée par le TSGP. Un accord de principe peu précis est signé en septembre 2008 entre Gazprom et la NNPC dans lequel une collaboration dans l’exploration, la production et la distribution d’hydrocarbures est prévue au Nigeria. Le voyage officiel du nouveau président russe Dmitri Medvedev au Nigeria fin juin 2009 permet la création du partenariat commercial Nigaz entre les deux sociétés nationales. Nigaz doit construire le premier tronçon du TSGP (qui partirait du Delta pour rejoindre le nord du pays). Gazprom « séduit » le pouvoir nigérian en proposant, depuis les premières négociations, de construire des réseaux pour récupérer le gaz torché par les sociétés qui exploitent les ressources du Delta. Ces réseaux permettraient notamment d’augmenter la capacité électrique des cinq centrales au gaz (proposition à laquelle les autorités nigérianes sont sensibles). Cependant, bien plus que l’éventuel intérêt de Gazprom pour le TSGP, ce sont les réserves nigérianes et algériennes qui sont au cœur de la stratégie.

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Gazprom suit également une stratégie d’encerclement de tous les États gaziers à même d’approvisionner le TSGP ou de liquéfier du gaz à destination de l’Union européenne. Cette stratégie a été décrite très précisément dans un rapport du Centro Nacional de Inteligencia (services secrets espagnols). Rendu public par le quotidien El Publico en avril 2009, ce document souligne que la stratégie d’accord tous azimuts de Gazprom en Afrique et au Moyen-Orient n’a comme unique finalité que de contrôler tous les circuits d’approvisionnement de gaz vers l’Union européenne. Si ces conclusions sont excessives, ce rapport a le mérite de mettre en valeur la crainte de l’Union d’une « tutelle » énergétique russe.

Conclusion

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La région saharienne n’est pas encore radiographiée de façon satisfaisante par les pétroliers. Les pays sahariens, principalement la Mauritanie et le Mali qui sont tributaires des sociétés privées occidentales, ont besoin d’un prix très élevé du baril pour que les pétroliers entreprennent de longues recherches et persévèrent en cas d’échec. Depuis le début 2011, ce prix se situe aux alentours de 100 dollars, ce qui est propice pour la prise de risque nécessaire pour explorer ses zones « frontières ». Cependant, il suffit de quelques puits secs pour condamner un bassin. Le forage décevant de Total dans le bassin de Taoudenni en Mauritanie en 2009-2010 a considérablement amoindri l’appétit des pétroliers pour la partie malienne du bassin. En cas de second échec – un puits est prévu par Total pour 2011-2012 –, l’exploration sur la totalité du bassin pourrait s’arrêter. Un puits dans cette zone est coûteux (plus de 150 millions de dollars), seules de grandes entreprises peuvent donc se permettre de telles dépenses. Cela sera donc encore plus difficile pour la partie malienne où il y a profusion de petites sociétés incapables de financer un forage. Quant aux majors comme Sonatrach et ENI actives au Mali, elles se montrent très attentistes. Leur regard se tourne vers Total en Mauritanie avant d’engager toute dépense significative sur leur bloc. Pour le Mali, cela n’a pas de conséquence considérable, le pays n’a jamais produit une goutte de pétrole. Cependant, pour la Mauritanie qui produit depuis 2006 grâce à son champ de Chinguetti, sur son bassin offshore, l’attente de la population des conséquences positives de la manne pétrolière, fortement instrumentalisée par le pouvoir politique dans les premières années de production, rend la déception très grande. De plus, Chinguetti ne durera pas : annoncé pour produire 75000 barils par jour, il n’a jamais excédé 37000 bpj et, au début 2011, il plafonnait à 8000 bpj. Selon le Comité national de suivi des revenus des hydrocarbures qui publie chaque mois la production et les revenus des différentes parties, au mois de février 2011, l’État de Mauritanie a gagné 14,7 millions de dollars [20][20] www.tresor.mr. On est donc loin de la « manne pétrolière divine » annoncée cinq ans plus tôt. Les autorités mauritaniennes et maliennes sont donc dans l’attentisme.

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Le Niger et le Tchad sont dans une tout autre phase. Dans le cas nigérien, le pétrole est là, la société chinoise va l’exploiter pour la raffinerie puis l’exporter, ce n’est qu’une question de temps. Les problèmes sont plus liés aux conséquences de la relation entre la CNPC chinoise et l’ancien pouvoir de Mamadou Tandja. Ces pratiques sont désormais inacceptables pour un pouvoir élu démocratiquement. Le nouveau président nigérien Mahamadou Issoufou, qui a prêté serment le 7 avril 2011, devra donc renégocier les termes des accords avec la CNPC et essayer de trouver une utilité et une rentabilité à l’usine de Zinder. Cela pourrait passer par des accords avec les pays voisins, peu touchés par la contrebande des produits pétroliers nigérians, comme le Mali ou le Burkina Faso. Il faudra aussi remettre au centre le rôle du ministère des Mines et du Pétrole et rediscuter la façon de travailler des Chinois, en termes d’emplois locaux et de transmission d’informations aux différents services de l’État. Le pétrole devrait commencer à alimenter Zinder en 2012. Une gouvernance plus équilibrée entre les acteurs étatiques et les compagnies conditionnera en partie la gestion de la future manne pétrolière dans un des pays les plus pauvres du continent.

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Le Tchad est, depuis 2003, le seul producteur significatif de la zone Sahara (hors Maghreb). Avec une production aux alentours de 150000 bpj grâce au bassin de Doba au sud du pays, il est le seul à bénéficier d’une rente pétrolière significative. Si les bailleurs de fonds ont cru bon de prêter à l’État pour qu’il finance sa part dans le projet pétrolier, le contrôle des pratiques pétrolières et de la façon de gérer l’argent du pétrole par le président Idriss Déby a totalement échoué. Cet exemple a montré de façon globale que le corsetage d’États pétroliers par des bailleurs est uniquement possible au lancement d’un projet pétrolier. Lorsque l’argent du pétrole commence à « tomber », les États veulent contrôler leur pétrole et se défont de la tutelle étrangère devenue encombrante. La coopération norvégienne l’a bien compris dans son aide aux nouveaux pays en exploration. Le président Déby va être conforté dans sa gestion par les nouveaux revenus pétroliers grâce au probable passage du pétrole nigérien par son territoire. Le pays pourra aussi réduire sa facture en produits pétroliers en utilisant son propre pétrole grâce à la raffinerie de Djermayia.

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La description des projets pétroliers de ces quatre pays démontre combien la coopération régionale est quasi inexistante dans ce secteur. Sur l’exploration du Taoudenni, si quelques réunions se sont tenues entre ministères mauritanien et malien, il n’y a eu aucune harmonisation des pratiques et surtout aucune conséquence sur les compagnies sélectionnées pour explorer les deux pays. En Mauritanie, les autorités ont eu la chance d’avoir des découvertes en mer, grâce auxquelles de grosses structures ont accouru, puis les petites sociétés qui n’avaient pas respecté leur obligation contractuelle ont été expulsées. Au Mali, les compagnies repoussent continuellement leurs travaux. Quant au Niger et au Tchad, le fait d’avoir fait construire chacun de leur côté des raffineries de même capacité, 20000 bpj, par la même société CNPC, alors qu’une seule unité aurait suffi pour approvisionner les deux pays, est dommageable.

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Le seul projet à véritable dimension régionale, le TSGP, ne verra probablement pas le jour avant de nombreuses années. Trop d’incertitudes pèsent sur la disponibilité des réserves gazières nigérianes, ainsi que trop d’insécurité sur le tracé de l’ouvrage. Ce projet aurait pu faire l’objet d’une coopération régionale mais on observe que les États concernés ne sont pas convaincus de sa réalisation. D’autant que le Nigeria, suivi par l’Algérie, souhaite le faire financer par les sociétés pétrolières privées. Le « chacun pour soi » dans une zone très difficile d’accès affaiblit chacun des acteurs.


Bibliographie

  • Africa Energy Intelligence (2003-2010), 10 novembre 2010, n° 659 ; 15 juillet 2010, n° 634 ; 25 mars 2009, n° 603 ; 26 novembre 2008, n° 593 ; 17 septembre 2008, n° 588, 2 mars 2005, n°505 ; 26 novembre 2003, n°475.
  • AUGÉ B. (2010), « Le Trans Saharan Gas Pipeline, mirage ou réelle opportunité ? », Note de l’Ifri, mars.
  • – (2009), « Pillage et vandalisme dans le delta du Niger », Hérodote n° 134, La Découverte, Paris, p. 151-175.
  • – (2007), « Les enjeux du pétrole en Mauritanie », L’Année du Maghreb 2007, CNRS éditions, Paris.
  • BP (2010), Statistical Review of World Energy 2010.
  • MAGRIN G. et VAN VLIET G. (2005), « Greffe pétrolière et dynamiques territoriales, l’exemple de l’onhsore tchadien », Afrique contemporaine, De Boeck Université, n° 216.

Notes

[1]

Doctorant à l’Institut français de géopolitique (IFG, Paris-VIII) et chercheur associé à l’Institut français des relations internationales (IFRI).

[2]

Une partie des gisements pétroliers est également sous le contrôle unique de Khartoum à hauteur de 70000 barils par jour mais une partie des blocs est située à cheval sur la frontière, source de graves difficultés dans les négociations entre les deux États.

[3]

Discussion avec des cadres de la Sonatrach en février 2011.

[4]

Ce réseau de contacts a pu être étoffé et entretenu depuis l’été 2008 grâce au travail réalisé comme principal rédacteur de la lettre d’informations Africa Energy Intelligence, support qui sera donc amplement cité dans cet article.

[5]

Le Taoudenni algérien (100000 km2) n’a quasiment pas été exploré. Il n’y a eu aucun forage ni étude sismique. Juste quelques carottages peu profonds et un travail de terrain de repérage. Cependant, selon des discussions avec des cadres de la Sonatrach, la société s’y intéresse et pense qu’il y a d’énormes potentiels mais le développement des zones plus septentrionales est prioritaire. N’oublions pas que le Taoudenni algérien se trouve à l’extrême sud-ouest du pays, soit très loin des côtes. Les études du Taoudenni dans les autres pays permettent tout de même aux cadres de Sonatrach de mieux comprendre la géologie de ce bassin en vue d’une exploration prochaine plus poussée du potentiel de leur partie nationale du bassin.

[6]

Dans l’industrie pétrolière, le contrat de partage de production implique qu’en cas de découverte et de mise en exploitation les sociétés pétrolières et l’État se partagent, selon une clé de répartition propre à chaque cas, la production issue du champ régi par le contrat. Il est, depuis les années 1990, la forme contractuelle la plus utilisée.

[7]

Selon les chiffres de la BP Statistical Review of World Energy 2010, la Tunisie produisait 86000 bpj en 2009. Sa production n’a jamais dépassé les 118000 bpj atteints en 1980. La quasi-totalité de son territoire est explorée par des sociétés de taille moyenne. Le pays produit aussi des quantités significatives de gaz, le directeur général de l’ETAP a même évoqué dans un entretien au magazine Pétrole et Gaz arabes, en janvier 2011, une possible filière d’exportation dans les cinq à dix prochaines années.

[8]

Le bassin côtier abrite plusieurs sociétés importantes comme Petronas (opérateur du seul champ producteur, Chinguetti) ainsi que Tullow qui a découvert le pétrole au Ghana et en Ouganda, GDF-Suez, ou Dana Petroleum (présent en Guinée, Égypte et mer du Nord) qui a été racheté en 2010 par la société nationale coréenne KNOC.

[9]

Le dernier ministre du Pétrole nommé en Mauritanie en 2011, Taleb Ould AbdiVal, gère, outre le pétrole, les mines et l’énergie.

[10]

Discussions avec le ministre Mohamed Ould El Moktar El Hacen et avec la consultante responsable de l’étude de la Banque mondiale, octobre-novembre 2007 et mars 2011.

[11]

Ahmat Khazali Acyl dirige la SHT tchadienne après avoir obtenu un master en commerce à l’Université américaine du Kentucky en 2007. Il a réussi à se faire financer ses études puis à occuper ce poste grâce à sa proximité avec le pouvoir.

[12]

La Mauritanie est également un exemple d’accès à la mer à relativiser. Les explorations pétrolières dans le bassin de Taoudenni sont pour la plupart à plus de 500 kilomètres de la côte et les infrastructures sont quasi inexistantes. C’est le cas de l’exploration de Total qui se situe près de la ville de Ouadane dans l’Adrar, soit à 600 kilomètres de Nouakchott.

[13]

Mahamane Ousmane a été président du Niger de 1993 à 1996, puis président du Parlement sous Tandja. Il est originaire de la région de Zinder.

[14]

Discussions avec cet expert, professeur à l’Institut français du pétrole (IFP).

[15]

Cet oléoduc a été construit par Exxon pour transporter quelque 250000 bpj, il a donc actuellement une capacité excédentaire de presque 100000 bpj.

[16]

Entretien privé avec le ministre lors de sa venue à l’Organisation de coopération et de développement économiques le 3 mars 2011.

[17]

Ce qui équivaut à 1/3 de la production gazière algérienne qui est de 80 milliards de mètres cubes par an.

[18]

Mouvement pour l’émancipation du delta du Niger.

[19]

Actuellement les neuf États pétroliers du Nigeria ne reçoivent que 13% des revenus dévolus à l’État fédéral.

[20]

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Résumé

Français

Le Sahara est l’une des dernières régions d’Afrique à être encore sous-explorée par les sociétés pétrolières. Cependant, depuis que les cours du brut se sont envolés, il y a une dizaine d’années, l’enclavement, principal obstacle de la région, a pu être surmonté grâce à l’accroissement exponentiel des budgets d’exploration. De plus, l’arrivée de sociétés étatiques, en particulier venant de Chine, a fait passer la rentabilité immédiate après la nécessité absolue de mettre au jour de nouvelles réserves. Cependant, l’étude des cas mauritanien, malien, nigérien et tchadien montre bien combien les situations sont différentes. Certains produisent déjà, comme la Mauritanie (en petite quantité) et le Tchad (le seul exportateur net de la région), tandis que le Niger produira dès 2012 et le Mali, par une sélection hasardeuse des compagnies, n’a pas vu un seul forage depuis des décennies. Ces quatre États se caractérisent aussi par leur absence totale de coopération dans ce domaine pétrolier. Cela serait pourtant nécessaire dans une zone si particulière en termes de climat, de géographie et de sécurité (AQMI et Touaregs).

English

The new oil stakes in the Sahara region The Sahara is one of the last African regions to be under explored by oil concerns. However, since the oil price has risen, about a decade ago, the main obstacle of the region, its land locking, has been overcome thanks to bigger exploration budgets. Moreover, with the arrival of state companies, in particular from China, immediate profitability became a secondary goal far behind the necessity of finding new reserves. The study of Mauritanian, Malian, Nigerien and Chadian cases clearly shows how situations are different. Some of them are already in production, Mauritania (in little quantity) and Chad (the only net exporter of oil in the region), the Niger will become an important producer in 2012 ; whereas Mali, due to a bad selection of company, hasn’t seen any drilling since decades. These four states lack of mutual cooperation in the oil sector, though it will be highly needed in a zone where climate, geography and security issues (Al Qaeda and Tuaregs) are particularly challenging.

Plan de l'article

  1. Grande diversité des sociétés pétrolières au Sahara
    1. Forte présence des sociétés nationales d’Afrique du Nord
    2. Forte implication des sociétés asiatiques
    3. Les sociétés privées actives dans le Sahara
  2. La gouvernance pétrolière dans les pays sahariens
    1. Le rôle des bailleurs de fonds dans le cas tchadien
  3. Que faire du pétrole découvert dans un Sahara totalement enclavé ?
    1. Les raffineries chinoises, la diplomatie du cadeau
    2. Comment exporter le brut des zones enclavées ?
  4. Le projet mirage du Trans Sahara Gas Pipeline
    1. Des problèmes de réserves disponibles au Nigeria
    2. Des risques sécuritaires tout au long du tracé
    3. Projet mirage mais exaltant
    4. Un projet opportuniste pour les sociétés avides de permis au Nigeria
    5. Le jeu singulier de Gazprom
  5. Conclusion

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