Gabon: Attentes élevées dans le secteur de l’énergie

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Les résultats de la dernière campagne d’exploration en offshore profond au Gabon devraient avoir un impact considérable sur les prochaines attributions de licences du gouvernement dans le bassin gabonais. Si des résultats positifs pourraient être synonymes d’un intérêt prononcé de la part des candidats potentiels aux appels d’offres, les incertitudes liées au cadre réglementaire et le différend qui oppose actuellement l’État gabonais et une compagnie pétrolière chinoise sont sources d’inquiétude pour les acteurs du secteur.

En mai, Total Gabon, la filiale locale du groupe français, a intensifié ses opérations de forage en offshore profond au large de la côte sud à la recherche de réserves pétrolières. Les espoirs sont grands, étant donné les similitudes entre les formations géologiques dans les zones où sont situés les blocs d’exploration en eau profonde du Gabon et celles du champ pétrolier pré-salifère de Lula (anciennement Tupi), où en 2007 Petrobras a découvert un volume de pétrole récupérable de 6,5 milliards de barils – l’une des découvertes les plus importantes depuis plusieurs décennies. Les recherches en offshore profond dans d’autres parties du Golfe de Guinée, notamment dans le champ Jubilee du Ghana, ont également conduit à des découvertes encourageantes.

Si le forage dans le puits Diaman-1 produit des résultats positifs, cela pourrait entraîner un afflux d’investissements étrangers assortis d’offres pour de nouveaux blocs, comme cela a été le cas au Brésil. Adrian Drewett, ancien PDG de Shell au Gabon, a expliqué en mai au Financial Times qu’une découverte pourrait avoir un effet comparable à une sorte de « ruée vers l’or », ce qui ne manquerait pas de profiter au secteur amont gabonais dans la mesure où la plupart des anciens champs pétroliers du pays sont matures et ont vu leur production baisser depuis la fin des années 1990.

Les candidats attirés par les perspectives qu’offre l’offshore profond pourraient également voir comme un encouragement les récentes découvertes effectuées dans les blocs offshore existants. Total Gabon a par exemple annoncé en avril que la production avait démarré sur la plateforme Anguille Marine Nord dans le champ d’Anguille, à environ 30 mètres de profondeur. Au total, 15 puits producteurs et six puits injecteurs devraient être forés à partir de la plateforme dans le cadre de la Phase 3 du projet et le champ devrait produire en moyenne 20 000 barils équivalent pétrole par jour d’ici 2015.

La société australienne cotée en bourse Pura Vida Energy est elle aussi désormais dans la place et a procédé à des évaluations plus poussées sur le bloc de Nkembe, dont elle détient 80% des parts, le reste étant détenu par l’État gabonais. Le bloc s’étend sur 1210 km² à environ 20 km de la côte, à des profondeurs entre 50 et 500 mètres. La société a annoncé le 6 juin que le bloc devait contenir environ 815 millions de barils de pétrole récupérable et qu’elle envisageait de débuter « rapidement » le financement des opérations de développement du bloc.

Grâce à ces nouvelles découvertes et aux perspectives encourageantes pour l’exploration en eaux profondes, un nouveau vent d’optimisme souffle sur le secteur des hydrocarbures, même si le conflit juridique compliqué qui oppose Addax, une filiale de Sinopec, premier raffineur chinois, et l’État gabonais a jeté un froid.

L’État a accusé Addax de ne pas s’être acquittée de droits de douanes et de ne pas se plier aux autres règles – faits contestés par le producteur chinois, qui détient également des parts dans trois autres champs – entrainant pour la compagnie pétrolière la dépossession du champ d’Obangue et de ses 8500 barils par jour, transféré à la compagnie publique Gabon Oil Company en janvier 2013. Le différend a été porté devant la justice du pays et est en attente de jugement.

Étienne Ngoubou, le Ministre du pétrole, de l’énergie et des ressources hydrauliques, a expliqué que si on en était arrivé là, c’est parce que le gouvernement appliquait les dispositions contenues dans les contrats passés avec les compagnies pétrolières. « Ce n’est pas que les contrats étaient trop favorables aux compagnies pétrolières, mais plutôt qu’ils étaient rarement respectés, » a-t-il confié au Financial Times. « Les textes sont maintenant appliqués de manière plus stricte et cela contrarie leurs mauvaises habitudes. »

Mais malgré ces difficultés, M. Ngoubou reste confiant : un nouveau code des hydrocarbures –actuellement à l’état d’ébauche- contribuera au développement du secteur. Comme il avait déclaré à OBG l’an passé : « L’Etat met particulièrement l’accent sur la bonne gouvernance dans le processus d’attribution des blocs en offshore profond et ultra-profond dans notre bassin sédimentaire. Pour que la promotion de ces blocs soit un succès, notre pays a besoin de se doter d’un nouveau code des hydrocarbures qui permettra de réglementer efficacement les activités pétrolières et d’encourager l’arrivée de nouvelles multinationales et la création de consortiums. »

La mise en place de la standardisation des pratiques du secteur prévue par le nouveau code pourrait mettre un certain temps dans la mesure où les compagnies présentes cherchent à s’adapter aux nouvelles règlementations et évaluent le rapport risque/rendement des blocs en offshore. Cependant, les opportunités potentielles de découvertes en eaux profondes et de profit devraient maintenir l’intérêt dans le secteur et entraîner l’apport de capitaux nouveaux dans le pays.

En Français

The outcome of the latest deepwater exploration efforts in Gabon is expected to have a significant impact on the government’s upcoming licensing round for the Gabon basin. While positive results could spell major interest from potential bidders, regulatory uncertainty and the state’s on-going dispute with a Chinese oil company have created some concern among industry players.

In May, Total Gabon, the local unit of the French company, stepped up its deepwater drilling operations off the southern coast in search of oil reserves. Expectations are high, given the similarities between the geological formations in the areas of Gabon’s deepwater exploration blocks and those of Brazil’s pre-salt Lula (formerly Tupi) field, where in 2007 Petrobras discovered 6.5bn barrels of recoverable oil – one of the largest discoveries in decades. Deepwater efforts elsewhere in the Gulf of Guinea, including Ghana’s Jubilee field, have led to similarly encouraging finds.

If drilling in Gabon’s Diaman-1 well yields positive results, it could bring with it a flood of foreign investment with the bids for new blocks, as has been seen in Brazil. Adrian Drewett, the former head of Shell in Gabon, told the Financial Times in May that a discovery could lead to something of a “gold rush” – something which would benefit Gabon’s upstream sector, given that many of its older fields are matured and production is down from its earlier highs of the late 1990s.

Bidders interested in the deepwater prospects may also be emboldened by recent discoveries in the country’s existing offshore blocks. Total Gabon, for example, announced in April that first oil had been achieved on the Anguille Marine Nord platform in the Anguille field, at a depth of around 30 metres. A total of 15 producing wells and six injectors are expected to be drilled from the platform as part of Phase 3 operations, and the field is projected to produce an average of 20,000 barrels of oil equivalent a day by 2015.

Australia-listed Pura Vida Energy has also moved in and made more solid evaluations of the Nkembe block, in which it owns an 80% share, with the rest held by the government. The block covers an area of 1210 sq km about 20 km off the coast, in water depths of between 50 and 500 metres. The company announced on June 6 that the block likely contains around 815m recoverable barrels of oil and has said that it plans to fund development activities on the block “shortly”.

The new finds, together with the encouraging prospects for deepwater plays, have helped instil a new sense of optimism in the hydrocarbons industry, although a complicated legal dispute between a subsidiary of China’s top refiner Sinopec, Addax, and the Gabonese government has injected an element of uncertainty.

Addax has been accused by the government of failing to pay Customs duties and not complying with other laws – something that the Chinese-owned producer, who also holds stakes in three other fields, is contesting – which led to the transfer of Addax’s 8500-barrels-per-day Obangue field, to the state-owned Gabon Oil Company in January 2013. The issue is now before the country’s courts awaiting judgment.

Etienne Ngoubou, the minister of petroleum, energy and hydroelectricity, has said the situation is a result of the government enforcing the terms of its agreements with oil companies. “It is not that the contracts were too favourable to oil companies, but they were rarely applied,” he told the Financial Times. “There is a stricter application of the texts and that upsets their bad habits.”

In spite of these difficulties, Ngoubou remains confident that a new hydrocarbons code – which is in draft form – will support the development of the sector. As he told OBG last year, “The government is particularly concerned with good governance for the process of allocation for the deep and very deep offshore blocks in our sedimentary basin. In order to successfully promote these blocks, our country needs to implement a new hydrocarbons code to effectively regulate oil operations as well as to encourage the entry of new multinationals and the creation of consortiums.”

The standardisation of sector practices under the code could take some time to implement, as existing companies seek to adjust to new regulations and weigh up the risk-reward ratio of the offshore blocks. However, the potential for deepwater discoveries and profits is likely to maintain interest in the sector and to bring new capital into the country.