Malgré une légère modification de la liste des compagnies pétrolières qui ont décroché des blocs offshore lors d’un appel d’offres en octobre 2013, l’attribution suivante de 13 licences à 11 compagnies devrait tout de même entraîner un regain de nouvelles explorations comme on n’en a pas vu au Gabon depuis des années.
Au total, 13 licences ont été accordées à 11 compagnies, ce qui permet d’espérer une hausse de la production. Selon KPMG, les hydrocarbures représentent 60% des recettes budgétaires du pays et 80% de ces recettes d’exportation, mais l’Agence d’Information sur l’Énergie américaine (US Energy Information Administration) affirme que les niveaux de production ont enregistré une baisse constante, passant du chiffre record de 370 000 barils par jour (bj) en 1997 à environ 245 000 bj en 2012, les champs existants arrivant à maturité.
Le Ministre du Pétrole, Étienne Ngoubou, a déclaré à Reuters que l’octroi de licences pour 13 nouveaux blocs pourrait multiplier par deux la production annuelle de pétrole, qui pourrait atteindre les 500 000 bj une fois les champs développés. Cela constituerait une source de revenu cruciale qui permettrait au Gabon de construire des services financiers stratégiques et de financer ses programmes de développement économique et social. L’enthousiasme du Ministre du Pétrole quant à la production future est certainement justifié, d’autant plus si l’on considère les excellents résultats rencontrés par l’exploitation de blocs similaires dans le Golfe de Guinée, mais, du fait de la nature complexe du forage en eau profonde et ultra profonde, développer toute ressource potentielle demandera un investissement considérable, en temps comme en argent.
Mi-mai, le Ministre gabonais du Pétrole a réduit la liste des compagnies qui avaient obtenu des blocs offshore lors de l’appel d’offres d’octobre 2013. À l’issue de concertations, trois compagnies, les Américains de Noble Energy et de Cobalt International Energy, ainsi que la société israélienne Elenilto – qui toutes trois avaient acquis leurs blocs respectifs en partenariat avec de grands groupes – ont été rayées de la liste, selon des déclarations de Ngoubou à la presse. Ce dernier a ajouté que des examens supplémentaires avaient montré que ces entreprises ne disposaient pas de ressources suffisantes pour financer les coûts importants du forage offshore.
L’appel d’offres a toutefois permis de diversifier les partenaires du Gabon dans le secteur de l’énergie, dans la mesure où plusieurs compagnies ont renforcé leur présence sur le marché ou y ont fait leur entrée : ExxonMobil (États-Unis), Eni (Italie), Petronas (Malaisie), Repsol (Espagne), Perenco (France), Ophir (Royaume-Uni), Marathon (États-Unis) et Impact (Royaume-Uni) se sont également vu attribuer de nouveaux blocs.
Total, qui avec Shell est l’un des plus anciens et plus importants producteurs du pays, a été invité à la table des négociations quand les blocs détenus par les trois opérateurs junior sont redevenus disponibles mi-mai, ce qui pourrait permettre de stimuler de nouvelles activités d’exploration et de forage à court ou moyen terme. Dans un communiqué rapporté par Reuters, Ngoubou n’est cependant pas rentré dans les détails, déclarant simplement : « Total a été convié à des négociations avec les instances responsables ».
L’un des attraits de ces nouveaux blocs réside dans le potentiel de la couche géologique pré-sel. Le Golfe de Guinée, y compris les eaux qui longent la côte gabonaise, contiendrait des réserves pétrolières et gazières dans la zone pré-sel similaires à celles qui ont été découvertes au large des côtes brésiliennes. En août 2013, Total a mis en évidence un système d’hydrocarbures viable, principalement composé de gaz à condensat, dans la couche antésalifère de son permis de Diaba, relançant l’intérêt pour les blocs offshore du Gabon à l’approche de l’appel d’offre du mois d’octobre.
Ophir Energy, qui a obtenu quatre nouvelles licences en octobre, est à l’origine du plus récent forage exploratoire en eau profonde, mais aucun résultat concluant n’a encore été annoncé cette année. Ophir a lancé des opérations de forage à une profondeur d’environ 3300 mètres dans la couche pré-sel de son bloc de Ntsina en février mais le puits Padouck Deep-1 n’a pas révélé de réserves économiquement viables.
Fin mars, Ophir a démarré le forage d’un deuxième bloc, Gnondo, qui, selon les estimations, recèlerait 170 millions de barils de ressources récupérables. Un troisième puits viendra s’y ajouter, aussi dans la couche pré-sel dans le bloc de Mbeli. Des résultats positifs de ces tests contribueraient à raffermir la confiance des opérateurs dans les blocs de l’offshore profond gabonais, qui jusqu’à présent n’ont pas fait l’objet de nombreuses explorations.
À l’heure où les activités du secteur s’intensifient, le gouvernement planche sur une révision de la réglementation afin de garantir que la majeure partie des recettes pétrolières et gazières profite à l’économie locale ; de nombreux pays africains riches en ressources procèdent actuellement à l’introduction de réformes de ce type. Au Gabon, le Code des Hydrocarbures est en cours de révision depuis 2011 et, si aucun élément spécifique n’a encore été révélé, le nouveau code devrait être synonyme d’harmonisation des textes existants, de transparence accrue, d’une plus grande attractivité pour les investisseurs, de l’application de mesures plus strictes pour garantir le respect des normes contractuelles, et d’une part de 15% réservée dans tous les contrats pour le nouvel opérateur national, Gabon Oil Company (GOC). La date d’entrée en vigueur du nouveau code est actuellement fixée à 2015.
Pour le moment, la GOC représente les intérêts de l’État dans des joint-ventures avec Total et Shell et a assuré l’exploitation de deux champs pétroliers détenus auparavant par Addax Petroleum, suite à un long processus d’arbitrage. En mars, la GOC a signé un accord avec Perenco visant à fournir une formation professionnelle aux employés et aux collaborateurs de la GOC sur les plateformes de Perenco.
Cette formation sur le terrain devrait contribuer au développement des capacités techniques de la GOC et faciliter sa transition vers le statut d’explorateur et de producteur de pétrole à part entière. Serge Toulekima, le directeur de la GOC, a déclaré en décembre à la presse locale que l’entreprise était passée de 3 employés début 2013 à près de 100 à la fin de l’année, mais elle va encore devoir se développer et acquérir des compétences de base si elle veut rester concurrentielle dans les années à venir.
Despite a slight change-up in the list of concessionaries awarded offshore blocks in an October 2013 tender round, the subsequent issuance of 13 licenses to 11 companies should nevertheless drive more new exploration than Gabon has seen in years.
A total of 13 licences were awarded to 11 companies which has encouraged hope for increased production. Hydrocarbons represent 60% of budget revenue and 80% of export receipts, according to KPMG, but the US Energy Information Administration maintains that production levels have declined steadily, from a peak of 370,000 barrels per day (bpd) in 1997 to roughly 245,000 bpd in 2012, as existing fields mature.
Oil minister Etienne Ngoubou told Reuters that the licensing of 13 new blocks could double annual oil production to 500,000 bpd once the fields are developed. This would provide a crucial source of revenue to build up Gabon’s strategic financial services and fund its economic and social development programmes. The oil ministry’s enthusiasm about future production is certainly warranted, particularly given the success seen elsewhere in similar blocks along the Gulf of Guinea, but the complicated nature of deep- and ultra-deep-water drilling will require considerable investment and time to develop any potential resources.
In mid-May, Gabon’s oil ministry narrowed the list of concessionaires that were awarded offshore blocks in the October 2013 tender round. After further discussions, three firms, including US-based Noble Energy and Cobalt International Energy, and Israel’s Elenilto – all of which were partnering with majors for their respective blocks – were removed from the list, according to comments in the press from Ngoubou. He added that additional reviews determined that these firms did not have sufficient available resources to finance costly offshore drilling.
However, the round helped to diversify Gabon’s energy partners, as several firms expanded their interests or entered the market for the first time: ExxonMobil (US), Eni (Italy), Petronas (Malaysia), Repsol (Spain), Perenco (France), Ophir (UK), Marathon (US) and Impact (UK) were also awarded new blocks.
Total, who along with Shell is one of the oldest and largest producers in the country, was invited to join the licensing discussions when the blocks held by the three junior operators were released in mid-May, which could help to drive new exploration and drilling activity in the near to medium term. In a statement carried by Reuters, Ngoubou offered few details, however, stating simply, “Total has been called in for discussions with the body in charge of negotiations.”
One of the appeals of the new blocks is the potential of their pre-salt geology. The Gulf of Guinea, including the waters along the coast of Gabon, may contain oil and gas deposits in the pre-salt play similar to those found off the coast of Brazil. In August 2013, Total discovered a viable hydrocarbons system, primarily gas with condensate, in the pre-salt layer of its Diaba licence, reinvigorating interest in Gabon’s offshore blocks ahead of the October tender round.
Ophir Energy, which obtained four new licences in October, has led the most recent exploratory deep-water drilling, although there have yet to be any solid results so far this year. Ophir launched drilling at a vertical depth of nearly 3300 metres in the pre-salt play of its Ntsina licence in February, but the Padouck Deep-1 well failed to turn up any commercially viable deposits.
In late March, Ophir launched drilling on a second block, Gnondo, which is estimated to hold 170m barrels of recoverable resources. This will be followed by a third well, also in the pre-salt play, on the Mbeli block. Positive returns from these tests would help to buoy operators’ confidence in Gabon’s relatively untested deep offshore blocks.
As sector activity ramps up, the government is working to overhaul regulation in order to ensure that a greater part of oil and gas revenue is captured locally; many resource-rich countries in Africa are currently introducing similar reforms. Gabon’s Hydrocarbons Code has been under revision since 2011 and, while specific elements have yet to be revealed, the new code is expected to harmonise existing texts, increase transparency, improve investment attractiveness, employ tougher measures to ensure that contract standards are met, and to set aside a 15% stake in all contracts for the new state operator, the Gabon Oil Company (GOC). The code’s delivery is currently set for 2015.
For the time being, the GOC represents the state’s interest in joint ventures with Total and Shell and has assumed the operation of two oilfields previously held by Addax Petroleum, following a lengthy arbitration. In March, the GOC signed an agreement with Perenco to provide professional training to GOC employees and collaborators on Perenco platforms.
This on-the-job exposure should help to develop the GOC’s technical capacity and facilitate its transition to become an oil explorer and producer in its own right. GOC director Serge Toulekima told local press in December that the firm had grown from a staff of three in early 2013 to nearly 100 people by year-end, but it will need to continue to expand and acquire core competencies if it is to remain competitive in the years to come.
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