Le poids relatif de l’Afrique sub-saharienne sur la scène pétrolière mondiale peut donc sembler limité. Il est en réalité stratégique car la production africaine est un élément clé de l’approvisionnement du marché mondial. En effet, la structure globalisée du marché pétrolier et le caractère fongible du pétrole impliquent que l’équilibre du marché et donc le prix sont déterminés par les barils « marginaux ». De fait, il n’est pas rare, lorsque le marché est tendu (comme c’est le cas depuis le début des années 2000), que les baisses temporaires de production au Nigeria, dues à l’instabilité politique et sociale récurrente dans les régions productrices du delta du Niger, se répercutent par une hausse du prix mondial du pétrole.

Plus fondamentalement, la région du golfe de Guinée est l’une de celles dont la production et les réserves ont le plus considérablement augmenté depuis une dizaine d’années, grâce à la multiplication d’importantes découvertes effectuées essentiellement dans l’off-shore angolais, nigérian ou encore équato-guinéen, et à la mise en production de gisements terrestres dans des pays jusqu’alors non producteurs comme le Soudan et le Tchad. La production régionale, qui était de 2,3 millions de barils par jour en 1985, a ainsi doublé depuis 20 ans. Certains experts estiment que le plus gros des réserves pétrolières du golfe de Guinée reste à découvrir ou à développer dans des pays comme le Nigeria, l’Angola, la Guinée équatoriale ou São Tomé et Príncipe, et que la production globale de la région pourrait atteindre plus de 8 millions de barils par jour en 2020 [5]. En d’autres termes, l’Afrique connaît actuellement un véritable « boom pétrolier ».

Plusieurs facteurs expliquent le dynamisme de l’exploration-production en l’Afrique sub-saharienne depuis une dizaine d’années.

Premièrement, les États pétroliers africains sont largement ouverts aux investisseurs étrangers et aucun n’a jamais véritablement nationalisé les activités pétrolières, pas même le Nigeria pourtant membre de l’OPEP. Au contraire du Moyen-Orient, du Mexique, du Venezuela, de l’Afrique du Nord ou encore de la Russie, l’Afrique sub-saharienne fait pleinement partie du segment concurrentiel de l’industrie pétrolière internationale, c’est-à-dire du « terrain de jeu » des compagnies pétrolières multinationales privées. Ce facteur est primordial pour comprendre l’engouement de celles-ci pour la région.

Deuxièmement, cette attractivité par défaut s’est accompagnée de la mise en place, dans la plupart des États de la région, de régimes contractuels et fiscaux particulièrement incitatifs pour les compagnies privées. Les gouvernements africains, du fait des difficultés financières auxquelles ils sont confrontés, ont eu tendance, depuis le début des années 1990, à assouplir les législations et les régimes fiscaux applicables aux compagnies pétrolières étrangères. Ainsi, les associations (joint-ventures), prisées depuis les années 1970 par les gouvernements des pays producteurs parce qu’elles leur permettaient de s’intégrer pleinement à l’activité pétrolière, font progressivement place à des contrats de partage de production rédigés dans des termes généralement plus avantageux pour les compagnies étrangères.

Troisièmement, l’amélioration des techniques d’exploration et de production a considérablement élargi les zones d’investigation (en off-shore profond notamment) et réduit le risque géologique pour les compagnies. De nouveaux eldorados potentiels ont ainsi vu le jour au fur et à mesure que les compagnies repoussaient les frontières de l’exploration vers le large : après l’Angola, dont l’off-shore profond s’est d’ores et déjà révélé très prolifique, la Guinée équatoriale est devenue la nouvelle cible des investisseurs pétroliers, en attendant le début (très attendu par les compagnies) des opérations d’exploration dans l’off-shore ultra-profond de São Tomé et Príncipe. Ces nouvelles techniques, mises au point en Mer du Nord, dans le golfe du Mexique et dans l’off-shore brésilien, ont rendu les gisements de l’off-shore profond africain exploitables et compétitifs.

Quatrièmement, la taille importante des gisements récemment découverts et les caractéristiques d’exploitation (bonne qualité du brut, avec une faible teneur en soufre - une caractéristique qui lui permet de répondre parfaitement aux exigences techniques des raffineries aux États-Unis) assurent la rentabilité de la production du golfe de Guinée même en situation de prix bas. De plus, la facilité d’évacuation vers l’Europe et l’Amérique du Nord est un atout supplémentaire face à d’autres régions comme l’Asie centrale dont l’enclavement constitue l’un des principaux obstacles à la croissance de la production.

Enfin, la production off-shore présente l’avantage de limiter les interactions, potentiellement explosives, entre les compagnies et les populations locales, mettant ainsi la production à l’abri des troubles sociaux susceptibles d’éclater dans le pays, voire des guerres civiles. Le risque politique, du point de vue des compagnies, en est réduit d’autant. Or l’instabilité politique est, dans certains pays comme le Nigeria, l’un des problèmes majeurs entravant la croissance de la production. En Angola et au Congo-Brazzaville, la quasi-totalité de la production vient de l’off-shore, ce qui explique en partie qu’elle n’ait jamais été interrompue durablement malgré les conflits qui s’y sont déroulés.

Pour toutes ces raisons, la région du golfe de Guinée est ainsi en train de devenir l’une des régions pivots, avec notamment la mer Caspienne, du jeu géopolitique pétrolier de ce début de XXI^e siècle. D’autant que les États-Unis, seule puissance à développer une véritable politique pétrolière à l’échelle mondiale, désignent aujourd’hui explicitement les réserves pétrolières d’Afrique comme un moyen de diversifier les sources de production du marché mondial, alors que les attaques terroristes du 11 septembre 2001 et l’invasion de l’Irak semblent avoir plongé le Moyen-Orient dans une incertitude géopolitique durable. Et même s’il semble peu réaliste que le pétrole africain puisse constituer une véritable alternative à celui du golfe Persique (où sont situés les deux tiers des réserves pétrolières mondiales prouvées), l’administration américaine ne cache pas sa volonté de voir croître la production et les exportations énergétiques africaines.

Les producteurs africains sont pleinement insérés dans le marché mondial et ne « travaillent » pas pour un consommateur particulier, ni les États-Unis ni un autre pays. Entre 1990 et 2003, la part de la production du golfe de Guinée exportée vers les États-Unis a ainsi baissé de plus de 10 points de pourcentage, passant de 40 % à 30 % environ (cf. figure 1). La position géographique de l’Afrique fait que son pétrole peut être valorisé dans de très bonnes conditions en Europe comme en Amérique du Nord. De plus en plus, il tend à l’être également sur les marchés asiatiques en forte croissance, en particulier en Chine.

Au contraire de la politique longtemps suivie par la France et visant à s’approprier des réserves (particulièrement en Afrique) spécifiquement destinées à couvrir ses propres besoins pétroliers, les États-Unis ont, depuis les années Reagan, explicitement fondé leur politique pétrolière sur le recours aux forces du marché [6]. Dans l’optique libérale qui est la leur, les États-Unis comptent ainsi sur les acteurs privés (en l’occurrence les compagnies pétrolières) pour assurer l’approvisionnement pétrolier du pays. Cette option fondamentale ne signifie pas que la puissance publique abdique toute politique pétrolière. Elle implique au contraire une prise en charge des conditions de fonctionnement du marché au niveau mondial, via des politiques publiques spécifiques d’extension du marché (dont le but est la libéralisation des secteurs pétroliers nationaux lorsque ceux-ci sont fermés aux investisseurs étrangers) et de sécurisation du marché (dont l’objectif est de couvrir les risques de sécurité énergétique à court terme, liés à une perturbation de l’offre pétrolière mondiale). Cette implication de la diplomatie américaine en faveur de la sécurisation du marché se traduit par exemple par un engagement militaire américain accru dans la région, notamment à São Tomé et Príncipe, dont le gouvernement aurait passé des accords de coopération militaire avec les États-Unis pour renforcer les capacités de surveillance de son espace maritime… et des supposées abondantes richesses pétrolières qu’il recèle.

Les mesures d’extension du marché visent explicitement à maximiser la diversité géographique de l’offre pétrolière mondiale. La diversification de l’offre renforce la sécurité énergétique car, en dynamique, elle limite la gravité potentielle d’une rupture d’offre survenant quelque part dans le monde ; elle contribue également à limiter le pouvoir de marché de l’OPEP en réduisant son poids relatif dans l’offre mondiale. En clair, il s’agit d’élargir et de stabiliser le « terrain de jeu » des compagnies pétrolières privées, afin de faciliter l’accès du capital et de la technologie aux ressources pétrolières mondiales, en particulier aux ressources situées hors du Moyen-Orient. Cela passe par l’incitation des pays propriétaires de ressources à ouvrir plus largement leur domaine minier à l’activité des compagnies pétrolières multinationales, à offrir des conditions fiscales attractives qui maximisent les dépenses d’investissements et à réformer leurs régimes juridiques dans le sens d’un haut niveau de protection des droits contractuels acquis par les investisseurs étrangers.

L’intérêt américain pour l’Afrique est à comprendre dans le cadre de l’effort d’extension du marché. Pour maximiser la diversité de l’offre pétrolière mondiale, les États-Unis cherchent à susciter des conditions politiques et institutionnelles favorables aux investissements des compagnies multinationales. Le but des États-Unis est de favoriser le développement pétrolier et gazier africain, élément parmi d’autres (mais élément important) en vue du maintien, à l’horizon 2020 et au-delà, d’une offre énergétique mondiale abondante et géographiquement diversifiée.

Le statut acquis par l’Afrique dans la réflexion américaine sur l’énergie se comprend en comparant les différentes régions susceptibles de contribuer à la croissance de l’offre hors du Moyen-Orient, non seulement au plan du potentiel géologique mais encore du climat d’investissement. Le potentiel d’augmentation des capacités de production en Afrique sub-saharienne est important ; quant à l’attitude des gouvernements vis-à-vis des investisseurs étrangers, elle est généralement très ouverte. Ces conditions favorables expliquent que l’Afrique ait acquis un statut central dans le discours américain sur la sécurité énergétique internationale. Par comparaison, la Mer Caspienne, sur laquelle des espoirs très importants s’étaient portés dans les années 1990, s’est révélée relativement décevante au plan géologique [7] et continue de poser des problèmes de transport. La Russie possède encore un potentiel important mais semble entrée dans une phase de grande incertitude politique, au moins en ce qui concerne l’organisation et la réglementation du secteur des hydrocarbures, et en particulier l’attitude vis-à-vis des investisseurs étrangers. L’Amérique latine, après une quinzaine d’années de réformes libérales et d’assouplissement des législations pétrolières, est marquée par une vague de « nationalisme pétrolier » touchant, à des degrés divers, les principaux pays de la région. La politique américaine de construction et d’extension du marché ne néglige aucune de ces régions mais l’Afrique apparaît, dans les années 2000 et de manière a priori paradoxale, comme un pôle de relative stabilité dans un paysage pétrolier où se multiplient les incertitudes. Il est logique qu’elle retienne l’attention de Washington.

Le golfe de Guinée est devenu une pièce centrale dans les stratégies des multinationales pétrolières et des petites compagnies indépendantes. La région représente ainsi aujourd’hui une part significative (autour de 25 %) des activités amont des grandes multinationales pétrolières comme Shell (essentiellement présente au Nigeria et au Gabon), Total (Angola, Nigeria, Gabon et Congo-Brazzaville), ChevronTexaco (Angola et Nigeria) et ExxonMobil (Nigeria, Angola, Guinée équatoriale et Tchad). Seule la compagnie britannique BP, expulsée du Nigeria à la fin des années 1970, est relativement absente de la région, uniquement présente dans l’off-shore profond angolais.

Pourtant, avant de devenir le théâtre d’une intense compétition, l’Afrique pétrolière n’a longtemps désigné qu’une poignée de pays constituant, à des degrés divers, les « chasses gardées » de quelques grandes compagnies occidentales. Au Nigeria ou dans les pays producteurs francophones (Gabon et Congo-Brazzaville notamment), le début des activités pétrolières date de la fin de la période coloniale. Ce sont donc en toute logique des compagnies pétrolières issues des anciennes métropoles qui dominent la scène pétrolière de ces pays lors de leur accession à l’indépendance en 1960 : Shell/BP au Nigeria et Elf dans les pays francophones. L’influence prépondérante conservée ensuite par la France sur ses anciennes colonies africaines permit à Elf d’imposer durablement son hégémonie sur les activités pétrolières de ces pays.

La présence d’Elf dans les pays africains francophones s’est longtemps inscrite dans le cadre de la politique africaine de la France et de sa stratégie énergétique. Face à sa situation de dépendance quasi totale envers les importations pétrolières, la France du général de Gaulle opta pour une politique de sécurisation des approvisionnements fondée sur des préceptes radicalement différents de ceux, libéraux, retenus par les États-Unis. L’approche française, caractérisée par une défiance envers le marché et une certaine tradition de centralisation, proposait de mettre en place, sous l’impulsion voire le contrôle plus ou moins direct de l’autorité étatique, un lien direct, étroit et contrôlé entre la demande nationale et des ressources identifiées suffisantes. Concrètement, cela consistait à établir des liens politiques directs avec les États producteurs de pétrole en court-circuitant le système énergétique mondial (supposé être sous influence américaine). L’objectif était ainsi de construire un « espace vital énergétique autonome », formé de la France et de « pays amis » producteurs de pétrole, au premier rang desquels le Gabon, le Congo-Brazzaville ou encore le Cameroun. Directement liée aux intérêts diplomatiques français dans la région, Elf a ainsi pu rester un acteur central du jeu pétrolier dans les trois pays francophones jusque dans les années 1990, malgré les éventuels aléas des relations de la France avec ces pays : l’instauration d’un régime marxiste au Congo entre 1964 et 1991 ne fut en effet en rien un obstacle aux activités d’Elf dans le pays.

Cette articulation, spécifiquement française, entre les intérêts pétroliers et diplomatiques en Afrique fut remise en cause au début des années 1990 par une mutation profonde de la scène internationale en général (entrée dans l’après-guerre froide) et de la scène pétrolière en particulier. Suivant en cela une tendance lourde dans un monde en voie de mondialisation, le gouvernement français lança, au début des années 1990, le processus de privatisation de la compagnie pétrolière nationale puis autorisa (voire encouragea) sa fusion avec TotalFina à la suite d’une OPA hostile en 1999. La privatisation d’Elf puis son absorption par TotalFina eurent des conséquences profondes sur le système entretenu par Elf en Afrique. S’inscrivant dans l’évolution générale de la politique africaine de la France (devant mener à une disparition de facto du pré-carré français et, plus généralement, de l’influence, voire de l’intérêt, de Paris dans la région), elles se traduisirent par une progressive polarisation des relations franco-africaines sur les questions économiques. Ayant perdu son rôle de bras diplomatique de la France en Afrique francophone, Elf (devenue Total) recentra son action en fonction de critères essentiellement commerciaux, motivés par une stricte logique de profitabilité dans un contexte de durcissement de la concurrence (notamment financière) entre compagnies pétrolières internationales. De moins en moins liés aux contingences stratégiques ou diplomatiques du gouvernement français, les centres d’intérêt de la compagnie pétrolière française en Afrique sub-saharienne migrèrent progressivement de l’aire francophone (Gabon et Congo essentiellement) vers les deux États pétroliers phares, le Nigeria et l’Angola, là où se joue l’essentiel de la compétition pétrolière dans laquelle Elf, aujourd’hui Total, inscrit désormais son action.

Le rôle particulier d’Elf en Afrique francophone, autant diplomatique qu’industriel, fut une exception plus que la règle sur la scène pétrolière africaine. Au Nigeria, le gouvernement acquit très vite suffisamment d’autonomie par rapport à l’ancienne puissance coloniale pour se permettre, dès les années 1960, d’ouvrir son domaine minier aux compagnies non britanniques. La concurrence fut d’abord américaine, avec l’arrivée de Mobil, Gulf (devenue Chevron) et, dans une moindre mesure, de Texaco et Phillips, puis française (Elf) et italienne (Agip). Traduisant la volonté des autorités locales de diversifier leurs interlocuteurs pour ne pas s’enfermer dans un face-à-face avec une unique compagnie, l’opérateur historique du Nigeria, la compagnie Shell, fut ainsi rapidement placée dans un système concurrentiel, sans pour autant perdre sa relative position de force héritée de la période coloniale. La situation fut en partie similaire dans le cas angolais. Après l’indépendance, acquise en 1975, la position privilégiée de la compagnie américaine Gulf, opérateur dans l’enclave de Cabinda, ne fut pas fondamentalement remise en cause (malgré le basculement du pays dans le camp socialiste avec la prise de pouvoir du MPLA) mais soumise à une concurrence accrue, notamment avec l’arrivée d’Elf dans les années 1980.

Depuis une dizaine d’années, l’ouverture de l’exploration off-shore à la concurrence a permis à BP et Exxon, les deux majors faiblement implantées historiquement dans la région, d’y prendre pied. La compagnie britannique BP, absente du golfe de Guinée depuis son éviction du Nigeria en 1978 en représailles aux relations que le gouvernement britannique entretenait avec le régime d’apartheid sud-africain, est ainsi devenue très active dans l’off-shore profond angolais. De son côté, Exxon, grâce à ses investissements dans l’off-shore profond angolais et au Tchad, et à sa fusion avec Mobil (bien implanté au Nigeria et en Guinée équatoriale), est en passe de combler son retard sur les autres majors du secteur.

L’entrée progressive en production des nombreuses découvertes effectuées depuis quelques années dans l’off-shore profond, principalement en Angola ou au Nigeria, devrait sensiblement augmenter les capacités de production et, par conséquent, opérer une vaste redistribution de la hiérarchie entre les compagnies. Plus que les niveaux actuels de production des différentes compagnies dans la région, c’est l’état de leur patrimoine minier et les récentes découvertes qui détermineront les futurs rapports de force entre majors. Car une certitude s’impose d’ores et déjà : l’avenir pétrolier de la région se joue essentiellement dans l’off-shore profond. Non seulement des problèmes de sécurité continuent à rendre difficile, voire impossible, le développement d’activités terrestres, mais surtout le potentiel maritime de la zone semble extrêmement prometteur. Sans pour autant effacer complètement les positions acquises de longue date dans les zones de production terrestres (au Nigeria ou au Gabon essentiellement) ou de l’off-shore côtier (au Nigeria, en Cabinda ou au Congo), qui avantagent les opérateurs historiques (Shell, Total et ChevronTexaco), la hiérarchie sur la scène pétrolière africaine devrait progressivement se conformer au poids relatif de chaque major au niveau mondial, avec notamment une montée en puissance d’ExxonMobil.

D’un autre côté, de petites et moyennes compagnies (les « indépendants »), pour qui l’accès au domaine minier convoité par les majors est financièrement hors d’atteinte, suivent des stratégies de niches à plusieurs niveaux, éventuellement combinables entre elles. Premièrement, suivant en cela l’exemple de la Mer du Nord, en relançant les activités d’exploration ou de production sur des champs marginaux ou dans une zone parvenue à maturité que les majors abandonnent. Cela concerne principalement des pays comme le Gabon, le Congo-Brazzaville ou encore le Cameroun. Ces pays sont utilisés par les « indépendants » comme tremplins de leur internationalisation, à l’image du rôle joué par Marathon Oil au Gabon.

Deuxièmement, certains « indépendants » peuvent également chercher à intégrer les consortiums montés par les majors pour les projets importants ou les blocs les plus convoités. Cette politique est surtout suivie par les indépendants ayant l’ambition de devenir des « mini-majors » et dont l’objectif est de diversifier leurs actifs (en termes de réserves et de production) encore très largement ancrés en Amérique du Nord et, dans une moindre mesure, en Mer du Nord. Pour des compagnies comme ConocoPhillips, Marathon Oil ou Amerada Hess, le contexte hautement concurrentiel de la scène pétrolière africaine en fait un terrain idéal pour renforcer et élargir leur stratégie d’internationalisation.

Troisièmement, solution plus risquée mais donc aussi potentiellement très rentable, les indépendants peuvent jouer les pionniers dans des zones encore vierges. L’off-shore africain convient particulièrement bien au déploiement de ces stratégies d’investissement à risque, tant l’espace d’exploration est vaste (et donc matériellement impossible à couvrir par les seules majors) et les gouvernements locaux particulièrement bien disposés envers les investisseurs étrangers, notamment en matière fiscale. À peu près tout le pourtour maritime de l’Afrique ayant été offert à l’exploration et les majors se concentrant sur les seuls pays les plus prometteurs, ce sont, très logiquement, des indépendants qui ont acquis la plupart des blocs proposés dans des pays comme la Côte d’Ivoire, la Mauritanie, le Ghana, le Sénégal, etc. Les deux catégories de compagnies ne travaillant pas sur les mêmes créneaux d’activité, elles ne se concurrencent pas frontalement. En cas de découverte commercialement rentable par une petite compagnie indépendante, les droits du gisement sont généralement revendus ou partagés avec de plus grandes sociétés disposant des capacités financières et techniques indispensables à son développement et à sa mise en exploitation. Plusieurs indépendants ont ainsi déjà été à l’origine de découvertes importantes, à l’image de celle de La Ceiba en Guinée équatoriale par Triton Energy, qui fut, peu après, absorbé par l’un des plus importants indépendants américains, Amerada Hess.

L’autre conséquence de cette mutation de la scène pétrolière africaine est l’entrée en force de nouveaux venus sur le continent, à savoir les compagnies pétrolières asiatiques. Poursuivant des stratégies proches de celles développées par les compagnies indépendantes, les compagnies asiatiques, comme la malaisienne Petronas ou la chinoise PetroChina, sont devenues des acteurs à part entière du jeu pétrolier africain. Présentes dans des pays de second rang (Tchad ou Soudan par exemple), ces compagnies, dont la particularité est d’être des entreprises publiques ou parapubliques, visent moins un objectif d’approvisionnement de leur marché intérieur qu’un objectif industriel de développement à l’international. En effet, parce qu’elle est une région facilement accessible, l’Afrique représente pour ces compagnies sans véritable expérience en dehors de leur pays d’origine, un terrain privilégié d’apprentissage de la compétition internationale, d’acquisition du savoir-faire technologique à travers les partenariats (à l’instar de la compagnie Petronas, partenaire minoritaire d’ExxonMobil et de ChevronTexaco au Tchad), et donc d’insertion dans le marché pétrolier globalisé.

Au cours des quinze dernières années, l’Afrique sub-saharienne a acquis une position beaucoup plus centrale dans la géopolitique pétrolière mondiale. Ce repositionnement est très largement lié à la révolution technologique de l’off-shore profond, qui a permis une série de découvertes importantes dans le golfe de Guinée (Angola, Nigeria, Guinée équatoriale). Aujourd’hui, l’Afrique est une des rares provinces pétrolières hors du Moyen-Orient et de la Russie qui ait un réel potentiel d’augmentation des capacités de production. Parce que les pays de la région sont, dans l’ensemble, très largement ouverts aux investisseurs étrangers, l’Afrique a acquis une place centrale dans les stratégies de croissance des compagnies pétrolières internationales.

L’accession de l’Afrique sub-saharienne au statut de province pétrolière d’intérêt mondial prend place dans le profond mouvement de « globalisation » de l’industrie pétrolière : mouvement de « dénationalisation » des logiques d’action des compagnies (Elf étant ici un exemple paradigmatique), d’ouverture plus large des domaines miniers, de mise en concurrence des pays propriétaires de ressources pour attirer les investisseurs, et d’intensification de la concurrence entre compagnies dans un contexte de course à la « taille critique », au renouvellement des réserves, et à la valorisation boursière.

L’ouverture à la concurrence et la fin des « chasses gardées » dans l’Afrique pétrolière a largement bénéficié aux compagnies américaines. Mais il ne faudrait pas y voir le produit d’un plan de Washington destiné à « contrôler » les réserves africaines ; les logiques d’action des majors américaines, en Afrique comme ailleurs, ne se distinguent en rien de celles de BP, de Shell ou de Total. La politique pétrolière internationale des États-Unis est une politique de diversification de l’offre mondiale ; dans ce cadre, le regain d’intérêt pour l’Afrique vient de la contribution potentielle de cette région à la croissance et à la diversification de l’offre mondiale, et non à la possibilité d’en faire un fournisseur privilégié du marché américain. Il n’existe pas de concurrence entre puissances pour « l’accès » au pétrole africain ; il existe une concurrence entre compagnies de toutes « nationalités » pour découvrir, développer et mettre sur le marché les ressources énergétiques de la région.