Après des mois de négociations, le Gabon a signé en août sept contrats d’exploration et de production pétrolière, espérant ainsi inciter de nouvelles campagnes d’exploration en offshore profond et générer jusqu’à 1,1 milliard de dollars d’investissements, selon les estimations du ministère gabonais du pétrole.
Faisant suite à l’octroi de licences à la fin de l’an dernier, le ministère a annoncé le 8 août qu’il avait signé des Contrats d’Exploration et de Partage de Production (CEPP) avec six compagnies : Impact (Royaume-Uni), Repsol (Espagne), Marathon (États-Unis), Noble Energy (États-Unis), Petronas (Malaisie) et Woodside (Australie).
Le Gabon est l’un des cinq plus grands producteurs de pétrole d’Afrique sub-saharienne, ayant pompé environ 240 000 barils par jour (bj) en 2013. Ces chiffres sont toutefois inférieurs à la production record de 370 000 bj de la fin des années 1990, baisse qui s’explique principalement par l’arrivée à maturité des champs. Les blocs offshore pourraient donc marquer un important tournant pour le secteur.
Si le gouvernement a donné un coup d’accélérateur à ses projets de diversification de l’économie au cours des cinq dernières années afin de réduire la dépendance du Gabon aux exportations de brut, effectuant pour ce faire des dépenses d’infrastructures considérables, les hydrocarbures restent la colonne vertébrale de l’économie du pays. Les activités pétrolières représentent en moyenne près de la moitié des recettes publiques totales et plus de 80% des recettes d’exportation, d’où l’urgence des efforts déployés pour attirer de nouveaux investissements dans le secteur.
Le Gabon avait initialement prévu de procéder à son 10ème appel d’offres en octobre 2010 mais les projets avaient été suspendus pour permettre au gouvernement de plancher sur un nouveau code des hydrocarbures, qui a été voté en juin et récemment adopté. Le code pétrolier renforce le rôle de l’État et lui donne la possibilité de retenir une plus grande part des recettes pétrolières. En outre, il clarifie les modalités d’investissement et de partage de production, ainsi que le rôle de la compagnie nationale Gabon Oil Company (GOC) qui aura l’option d’acquérir 15% des parts de tout nouveau contrat pétrolier.
L’appel d’offres a finalement eu lieu en octobre dernier : en tout, 13 blocs pétroliers et gaziers offshore ont été attribués provisoirement à 11 compagnies, soit une grande avancée pour le secteur. Ces dernières années, le bassin offshore gabonais a fait l’objet d’un intérêt accru des investisseurs en raison des similitudes géologiques observées avec la côte est du Brésil. D’importantes découvertes offshore ont été réalisées dans la couche pré-sel et l’on compte également d’autres découvertes de taille dans le Golfe de Guinée, comme le champ Jubilee au Ghana.
Si l’on ajoute à cela les efforts qui visent à améliorer les taux de récupération dans les champs matures, le développement des ressources offshore pourrait aboutir à une production multipliée par deux à moyen terme, atteignant 500 000 bj, a déclaré en octobre le ministre du pétrole Étienne Ngoubou.
La conclusion des sept nouveaux CEPP s’est depuis lors révélée être un processus compliqué : neuf mois de discussions ont été nécessaires et, d’après la presse, les contrats ont dû être remaniés plusieurs fois.
On a assisté ces derniers mois à un changement d’approche de la part d’un gouvernement qui se veut plus strict en matière d’audit et de gestion du secteur, ce qui a eu pour conséquence de modifier la liste des compagnies remplissant les conditions nécessaires pour négocier des contrats de partage de production. Celle-ci était initialement composée de 13 entreprises. Trois compagnies juniors ont toutefois été rayées de la liste en mai, d’après la presse, le ministère ayant conclu que ces dernières ne seraient pas en mesure de financer des projets de forage en offshore ; l’une d’entre elles a cependant depuis réussi à trouver les arguments nécessaires à l’octroi d’un des sept CEPP. Les deux géants pétroliers Total et Shell n’ont pas obtenu de blocs en octobre dernier mais les deux compagnies ont été invitées à la table des négociations au mois de mai.
La découverte en août 2013 de réserves de gaz à condensats lors d’un forage en offshore profond sur le permis Diaba - que détient le pétrolier français Total en partenariat avec deux compagnies américaines, Marathon et Cobalt, et avec le gouvernement - n’a pas été sans effet sur l’intérêt porté aux licences offshore. La découverte de Diaba, qui laisse entrevoir le potentiel de futures découvertes, a contribué à accroître la visibilité du bassin offshore gabonais.
Le groupe italien Eni a également annoncé en juillet qu’il avait découvert du gaz à condensats dans la couche pré-sel de son permis offshore de Nyonie. Si le groupe procède actuellement à de plus amples analyses de ces découvertes, les premières estimations font état de réserves qui pourraient aller jusqu’à 500 millions de barils équivalent pétrole.
After months of negotiations, Gabon signed seven exploration and production-sharing contracts in August, which it hopes will spur new exploration in deep-water offshore blocks and generate up to $1.1bn in new investment, according to estimates from Gabon’s oil ministry.
Following licence awards at the end of last-year, the ministry announced on August 8 that it had signed contracts (Contrat d’Exploration et de Partage de Production, CEPP) with six companies including Impact (UK), Repsol (Spain), Marathon (US), Noble Energy (US), Petronas (Malaysia) and Woodside (Australia).
Gabon is among the top five oil producers in Sub-Saharan Africa, pumping roughly 240,000 barrels per day (bpd) in 2013. However, this is down from a peak of 370,000 bpd in the late 1990s due primarily to maturing fields, which means the offshore blocks could mark a notable turnaround for the sector.
Although the government has accelerated its plans to diversify the economy in the past five years to reduce its dependency on crude exports, by spending heavily on infrastructure, hydrocarbons continue to underwrite the economy. Oil-related activities account for, on average, roughly half of total government revenues and over 80% of export revenues, which adds urgency to the efforts to attract new oil investment.
Gabon’s 10th tender round was initially scheduled for October 2010, but plans were put on hold while the government worked on drafting a new hydrocarbons code, which was passed in June and recently adopted. The petroleum code carves out a larger role for the state as well as allowing it the option to capture a greater share of oil revenues. It seeks to clarify investment and production sharing terms, as well as the role reserved for Gabon Oil Company (GOC), which will have the right to purchase a 15% share in all new oil contracts.
The tender was finally held in October last year, when a total of 13 offshore oil and gas blocks were provisionally awarded to 11 companies, which represented a significant step forward for the sector. Investor interest in Gabon’s offshore play has peaked in recent years thanks to geological similarities with the east coast of Brazil. Important offshore discoveries have been made in the pre-salt layer, as well as sizable discoveries elsewhere along the Gulf of Guinea, such as Ghana’s Jubilee field.
Combined with efforts to improve oil recovery at maturing fields, oil minister Etienne Ngoubou stated in October that the development of offshore resources could double production to 500,000 bpd in the medium-term.
Since then, the conclusion of the seven new CEPPs has proven to be a complicated process with discussions dragging on for nine months and several contract drafts, according to press reports.
The government has sought to take a more robust approach to auditing and managing the sector in recent months, which has meant that the roster of companies eligible to negotiate production-sharing contracts has changed since last October. Thirteen firms were initially declared eligible for negotiations. However three junior firms were dropped from the list in May, according to press reports, after the ministry concluded that they would be unable to finance offshore drilling projects, although one since argued its case successfully enough to ink one of the seven CEPPs. Two of the oil majors, Total and Shell, were not awarded blocks last October but both firms were invited to join the negotiation process in May.
Interest in the offshore licences was aided by the discovery, in August 2013, of a gas condensate reserve in the deep offshore Diaba licence held by France’s Total in partnership with two US-based firms, Marathon and Cobalt, as well as the Gabonese government. The Diaba discovery indicates the potential for further discoveries, and has helped to raise the profile of Gabon’s offshore plays.
Italian operator Eni also announced in July that it had made a new discovery of gas and condensates in the pre-salt layer of its offshore Nyonie licence. While the operator is conducting further analysis of the findings, initial estimates indicate the reserve contains up to 500m barrels of oil equivalent.
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