Après ses succès en Côte d’Ivoire, le Dragon italien ENI investit désormais le bassin MSGBC en posant ses valises en Gambie et en Guinée-Bissau, l’œil rivé sur la Guinée Conakry en plein boom minier avec la bauxite et le minerai de fer de Simandou. En Guinée équatoriale, le groupe vient de relancer l’exploration de six blocs offshore pour tenter d’enrayer le déclin de la production pétrolière, en baisse de plus de 12 % l’an dernier.
Par ailleurs, dans son offensive africaine, le groupe italien a confirmé une découverte pétrolière majeure au puits d’exploration Algaita-01, au large de l’Angola. Les premières estimations évoquent environ 500 millions de barils en place.
Le Brésilien Petrobras, quant à lui, poursuit sa politique de diversification géographique, en ligne avec son plan de développement international. En Côte d’Ivoire, les blocs ciblés sont situés au large de la façade atlantique, dans une zone considérée comme à fort potentiel. Le processus, désormais formellement engagé, pourrait aboutir à un partenariat contractuel permettant à Petrobras d’élargir son portefeuille d’actifs africains.
Le secteur ivoirien attire une attention croissante. La découverte du gisement Baleine par ENI vient de franchir une étape décisive, avec la signature de la FID, décision finale d’investissement, de quatre milliards de dollars en vue de l’exploitation de la phase III du bloc, dans une association ENI-Vitol et Petroci. La major italienne est aussi à l’origine de la découverte du champ Calao, prévu pour entrer en exploitation à la fin de l’année. Parallèlement, la société Vaalco Energy a récemment acquis 27 % d’intérêts dans le champ Baobab et a démarré des opérations sur le bloc offshore CI-705.
C’est dans ce contexte d’intensification de l’activité pétrolière qu’ENI vient de décrocher un bloc offshore en eaux profondes en Gambie pour s’y implanter durablement. Pour rappel, le bloc A1, d’une superficie d’environ 1 300 km², couvre des profondeurs comprises entre 1 250 et 3 300 mètres, au sein de la marge atlantique, une région qui suscite un intérêt croissant des compagnies internationales à la suite de plusieurs découvertes majeures réalisées ces dernières années en Afrique de l’Ouest.
FAR Limited, qui avait mis au jour avec ses associés le champ SN1, a poursuivi ses activités en Gambie après son départ du Sénégal. Ses recherches ont établi le prolongement du potentiel de SN1 dans les eaux gambiennes. ENI va sûrement mettre à profit ces données d’exploration.
La compagnie a ainsi signé avec le gouvernement gambien un accord d’exploration, de développement et de production portant sur le bloc offshore A1, situé en eaux profondes au large des côtes du pays.
Wake Up Sénégal, si non le réveil risque d’être brutal
La naissance de l’industrie pétrolière et gazière s’est faite dans la douleur au Sénégal, du fait de l’incursion du politique dans ce secteur, et malheureusement dans un esprit pas toujours constructif. Cela continue de marquer la transition politique en cours, notamment par le grand remplacement du personnel technique et managérial opéré par les nouvelles autorités. Certes, nul n’est irremplaçable en ce bas monde, mais dans le domaine industriel, où les connaissances et savoir-faire s’acquièrent sur de longues périodes, on ne peut s’offrir le luxe de mettre à la touche ceux qui ont marqué la marche d’une branche industrielle sans en payer le prix. On peut bouger les équipes, certes, mais au risque de subir des contre-performances préjudiciables, l’obligation nous est faite de maintenir la mémoire technique de l’activité industrielle.
Au risque de nous faire surclasser par nos voisins, si ce n’est déjà le cas, notre pays doit regrouper toutes les compétences utiles pour cette relance industrielle tant ressassée depuis plusieurs décennies, afin de reconquérir la destination de choix qu’elle a toujours été pour les investisseurs.
Pour relancer les activités pétrolières et trouver une issue à l’exploitation du champ Yakaar-Teranga, les propositions suivantes pourraient ouvrir de nouvelles perspectives :
– Apaiser durablement, à l’instar de notre voisin ivoirien qui capitalise succès sur succès, nos relations avec les opérateurs, et envoyer un signal fort des plus hautes autorités pour faire cesser les articles hostiles régulièrement distillés dans la presse, éviter les pressions fiscales susceptibles de déboucher sur des conflits et encourager la négociation comme voie de règlement.
– Revoir la gouvernance du secteur pétrolier et gazier, notamment par un renforcement technique et managérial de Petrosen.
– Faire appel, sous des formes appropriées, aux seniors du secteur, ainsi qu’à nos compatriotes actifs dans le domaine, pour accompagner la relance des activités.
– Revoir en profondeur le modèle économique du champ Yakaar-Teranga, jugé pas assez attractif selon au moins deux opérateurs. Mon avis à ce sujet est que les prétentions d’utilisation locale du gaz par le Sénégal sont démesurées, ne serait-ce que pour des raisons de logistique. La chaîne de valeur du gaz est plus complexe que celle du pétrole, notamment en matière de stockage.
– Mettre en place, sous la direction du Premier ministre ou du ministère de l’Énergie, une commission technique, non pas pour renégocier des contrats, mais pour dépêcher des missions de contact et d’offre de contractualisation auprès de majors tels qu’ENI, Petrobras, TotalEnergies, et pourquoi pas les Russes Gazprom, Lukoil. Les roadshows menés jusqu’ici ont été peu fructueux.
– La dite commission pourra également s’atteler à tracer les axes stratégiques pour l’exploitation des phases II de GTA et de Sangomar.
– Trouver les voies et moyens pour accélérer les travaux du tronçon nord du réseau gazier, tronçon critique pour l’arrivée du gaz à terre afin d’approvisionner les centrales de Senelec.
– Passer de stocks de sécurité à des stocks stratégiques décentralisés, particulièrement dans les zones frontalières avec le Mali et la Guinée.
– Lancer une initiative diplomatique du président de la République du Sénégal auprès de ses homologues de Mauritanie, du Mali, de Guinée et de Gambie pour la construction d’une raffinerie sous-régionale en partage, 50 000 barils/jour. Les cinq milliards de dollars d’investissement devraient être à notre portée en mettant dans la boucle les acteurs privés et les opérateurs intéressés. Les cours actuels du pétrole risquent encore une fois de mettre à terre nos compagnies d’électricité, comme en 2022-2023. Sans une augmentation sensible de ses capacités de raffinage, la sous-région risque de subir encore longtemps les contrecoups de la géopolitique du pétrole.
Les retombées de l’industrie pétrolière et gazière, au-delà de la rente, ne pourront être maximisées pour notre pays qu’à la condition du développement d’une industrie pétrochimique, pour la production d’ammoniac et d’acide sulfurique destinés à l’élaboration d’engrais phosphatés. La taille du marché mondial du méthanol, quant à elle, était évaluée à 38,75 milliards de dollars en 2025 et devrait passer de 39,99 milliards de dollars en 2026 à 50 milliards de dollars d’ici 2034. Cette perspective pétrochimique passera forcément par des alliances industrielles et un transfert de technologie planifié avec des géants du secteur.
Dr Boubacar Mbodji
MBA Économie et Gestion de projets pétroliers et gaziers
Ex-ministre conseiller Énergie à la Présidence de la République