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Pierre Lhermitte sur le pétrole : “le contenu local doit être compétitif“

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Pierre Lhermitte sur le pétrole : “le contenu local doit être compétitif“ | Or Noir Africa

Consultant spécialisé dans le secteur pétrolier africain, Pierre Lhermitte estime qu’il faut que le contenu local s’inscrive dans une logique rationnelle de compétitivité et de création de valeur. Entretien.


Comment devrait-on vous présenter ? Quel est votre rôle dans la chaîne de valeur du pétrole ?


Je suis un consultant international, passionné par les problématiques de création de valeur en Afrique et spécialisé dans le secteur pétrolier. Aujourd’hui, je mets mes compétences au service des États Africains pour les aider à tirer le meilleur parti de leurs réserves de pétrole et de gaz. Officier de Marine Marchande, j’ai passé la première partie de ma carrière principalement dans la salle des machines, passant progressivement des navires de commerces aux plateformes de forage avant de rejoindre le groupe Total comme spécialiste marine puis comme responsable logistique. Cette deuxième étape professionnelle m’a permis de passer plus de 10 années au cœur des opérations pétrolières amonts et de découvrir un monde d’excellence et de défis techniques toujours plus audacieux mais aussi de gaspillage et d’inefficience systémique.

Après un passage à l’INSEAD, pour un Executive MBA, je me suis résolu à tenter de comprendre les mécanismes d’escalade des coûts pétroliers. Rapidement, il m’est apparu que les premières victimes des surcoûts sont les pays producteurs africains puisque l’immense majorité des moyens de production y sont importés. Le contenu local s’est alors imposé comme une évidence, mais je n’ai pas souhaité proposer mes services aux États africains sans retourner de nouveau à l’école, à Sciences Po cette fois, pour un Master de Politique et Management du Développement spécialisé sur l’Afrique.

Aujourd’hui cette triple casquette technique, business et politiques publiques me permet de contribuer à l’élaboration de stratégies nationales visant non seulement à maximiser la valeur ajoutée des projets pétroliers et gaziers, mais aussi à écarter les effets secondaires dramatiques, communément regroupés sous le terme malédiction du pétrole. Ceci m’assure aujourd’hui des missions passionnantes pour lesquelles je me sens d’autant plus à l’aise que j’ai rejoint récemment le cabinet de conseil Performances et que je peux désormais m’appuyer sur l’expérience de ce groupe qui travaille depuis 25 ans à la transformation des économies africaines, et de son dirigeant, Victor Ndiaye qui a su bâtir le premier cabinet africain de classe mondiale.


La société civile africaine estime en général que les contrats de partage pétroliers sont déséquilibrés ? Qu’en est-il ?

La société civile a raison d’être exigeante mais pour répondre à votre question, je vous propose un petit retour en arrière pour observer l’évolution du partage de la richesse entre les compagnies pétrolières et les États hôtes. Ce retour nous permet de constater qu’avant la généralisation des contrats de partage de production, le système prévalent était le régime de concession. Dénué de tout risque pour le pays hôte, les premières concessions se sont néanmoins révélées extrêmement désavantageuses pour des pays qui, peu conscients de la valeur des réservoirs, acceptaient des rentes forfaitaires ou un fixe par baril. L’addition de majoration de la rente en cas de hausse des cours à quelque peu réduit le déséquilibre mais la véritable avancée eut lieu dans les années 60 avec l’apparition en Indonésie du premier contrat de partage de production.

Ce type d’accord, majoritairement utilisé aujourd’hui, constitue un véritable partenariat entre le groupe de compagnies pétrolières d’une part, comprenant éventuellement la compagnie nationale, et l’État producteur, d’autre part, qui prend désormais sa part de risque technique et commercial. Le mécanisme général de ce type de contrat est très simple : le groupe entrepreneurs avance les investissements et conduit les opérations pétrolières pour assurer la production. Cette production sert en premier lieu à rembourser les coûts pétroliers, avant que le solde, appelé profit pétrolier, ne soit partagé entre l’État et le groupe de compagnies pétrolières.

Aujourd’hui, on peut schématiser en disant que dans les cas les moins favorables, le profit est partagé à 50/50 entre les deux parties, mais que le plus souvent, l’État producteur est majoritaire. Il est sans doute possible de toujours faire mieux mais en l’état actuel des choses, je ne pense pas qu’on puisse dire que le partage est déséquilibré mais qu’il reflète au contraire, l’équilibre d’éléments fondamentaux qui sont la propriété légitime de la ressource d’un côté, et de l’autre, le savoir-faire, le financement et le risque découverte. Ce n’est donc pas le moment de crier au scandale mais plutôt celui d’œuvrer sans relâche pour modifier cet équilibre entre les parties. Rappelons que c’est, entre autres, la connaissance du réservoir qui a permis aux pays producteurs de passer avec succès des contrats de concessions aux contrats de partage de production et que ce sera la parfaite maitrise du forage et des architectures pétrolières qui leur permettra d’évoluer vers des contrats de services plus avantageux. C’est à ce titre qu’il convient de saluer la création au Sénégal, de l’Institut National du Pétrole et du Gaz qui vise à éliminer l’asymétrie d’information et de formation.


Quel rôle joue la fiscalité dans l’équilibre entre les parties ?

La fiscalité est un outil potentiellement puissant mais n’étant pas fiscaliste, je ne rentrerai pas dans les détails et me bornerai à rappeler qu’il s’agit avant tout d’un levier de répartition interne des revenus tirés des hydrocarbures. En effet, si on prend la vue d’ensemble, la valeur d’un réservoir de pétrole ou de gaz sera partagée entre trois classes d’acteurs : les fournisseurs, les compagnies pétrolières et l’État. Que ce dernier tire ses revenus d’une part de production en nature, de plus ou moins de redevances ou d’impôts sur les bénéfices ne modifie pas nécessairement le montant total de la valeur qui lui revient. Il n’y a donc pas de formule unique qui permette de maximiser le revenu total de l’État mais une chose certaine est qu’il est impératif de coordonner les différentes exigences légales, contractuelles et fiscales.

Car du côté des compagnies pétrolières, l’appréciation financière d’un projet est consolidée dans une feuille de calcul compilant l’intégralité des éléments avec pour résultat, un avis “Go / no Go“. Seule une approche similaire de la situation peut permettre aux pays hôtes de laisser à leur partenaire le juste profit correspondant au savoir-faire et au risque encouru. Des exigences trop basses amènent au sacrifice d’une portion de la valeur de l’État alors que des demandes exagérées provoquent la fuite des compagnies exploratrices vers d’autres horizons. C’est seulement après avoir défini une valeur cible globale que doit s’établir la stratégie de répartition entre les impôts et taxes, la part de production, les redevances éventuelles et autres dispositions diverses. En ce qui concerne les impôts, un élément déterminant pour un État est sa capacité réelle à taxer des acteurs parfois experts en optimisation fiscale.


Quelles sont les autres pistes pour les pays africains pour créer de la valeur ?

Une fois fixés les termes du contrat pétrolier, les compagnies pétrolières deviennent les partenaires stratégiques des États hôtes et leur partenariat, s’il fonctionne bien, peut entrainer une création de valeur de supplémentaire, notamment en luttant ensemble pour la maitrise des coûts pétroliers, c’est-à-dire en évitant de laisser une part trop importante aux fournisseurs. Aujourd’hui encore, malgré des efforts de rationalisation consécutifs à la chute du baril, les moyens de production restent trop nombreux et sont facturés à des tarifs qu’aucune autre industrie n’accepterait de payer. Nul ne saurait être blâmé pour cela car le problème est non seulement mondial mais aussi systémique.

Pour les pays africains cependant, la sanction est double puisque l’immense majorité de ces moyens de production est toujours massivement importée. Prenons l’exemple d’un navire ravitailleur superflus : dans le Golfe du Mexique, ce navire probablement construit aux États-Unis contribuera à faire tourner l’économie américaine, alors que dans le cas d’un pays africain, il s’agira d’une perte sèche. Ce constat désolant a motivé les campagnes audacieuses de contenu local observées avant 2014, visant à “recycler“ une plus grande partie des coûts dans les économies nationales des pays producteurs. Le succès technique est incontestable et l’Angola ou le Nigéria, pour ne citer qu’eux, ont montré au monde entier la capacité de pays africains à relever des défis techniques de premier plan.

Au niveau économique, en revanche, le bilan est plus mitigé, et c’est là un euphémisme. Faute de stratégies de création de valeur, ces initiatives ont généralement abouti à des augmentations de coûts et, trop souvent, à une destruction de valeur pour les pays concernés. Pour éviter cela, le développement du contenu local ne doit pas retarder, ni renchérir la production des hydrocarbures, sauf vision stratégique à long terme. Je recommande donc de tempérer les ambitions d’une touche de réalisme et de conquérir la chaine de valeur “bottom up“. Il y a énormément à faire dans les services et notamment la logistique, et ces services ont, en outre, l’avantage de pouvoir être transposés à d’autres secteurs productifs et de favoriser ainsi la diversification des économies.


Au sujet des coûts justement, quel est le coût moyen de production du pétrole africain comparé à celui du Moyen Orient ou d’autres régions du globe ?

Le pétrole saoudien, produit principalement à terre, est, encore aujourd’hui, le plus facile à produire et donc le moins cher du monde. En comparaison, le pétrole africain, issu en grande partie de champs situés en mer dans des eaux de plus en plus profondes nécessite des investissements beaucoup plus importants et sa production qui nécessite plusieurs années de développement, coute plus cher. Abstraction faite du facteur qualitatif, le pétrole saoudien bénéficie donc d’un avantage compétitif évident.

Pourtant, ce n’est pas nécessairement d’Arabie Saoudite que vient le danger mais plutôt des États-Unis avec le développement récent de pétrole de schiste. Cette production supplémentaire inattendue, rendue possible par les techniques de fracturation, est venue bousculer l’équilibre entre l’offre et la demande, et reste l’une des causes principales du prix relativement bas qu’on observe actuellement.

Ce pétrole non conventionnel, encore cher à produire mais exempt des investissements initiaux massifs qui caractérisent le pétrole conventionnel offshore africain, risque de continuer à peser sur les marchés même s’il est évidemment impossible de prévoir l’évolution des prix tant les facteurs en jeu sont nombreux. Pour tenter d’anticiper l’offre future de ce pétrole non conventionnel, il faudra d’un côté, suivre les progrès techniques à même de réduire les coûts de production et d’améliorer le taux de récupération, et de l’autre observer la complexité grandissante et la distance croissante vers les réseaux de distribution des réservoirs restant à produire.


Concrètement, quel avenir pour le pétrole africain ? 

La question qui se pose avant tout est quel est l’avenir du pétrole en général. Il existe de nombreuses études et les scénarios associés vont d’une flambée des prix à pétrole bon marché en passant par autant de valeurs moyennes. Par ailleurs, rien n’interdit de penser qu’une innovation radicale motivée par des contraintes environnementales croissante ne viendra pas un jour rendre cette matière première définitivement obsolète. A l’inverse, une autre invention pourrait lui trouver un nouvel usage et le rendre encore plus indispensable. Il est donc extrêmement difficile de se positionner avec certitude et il sera de plus en plus nécessaire d’adopter des stratégies flexibles et évolutives. Ces stratégies devront néanmoins s’appuyer sur des constantes fortes : la maitrise des coûts, le développement d’un contenu local compétitif ou encore la diversification des économies. Un point essentiel est de de noter que l’excès de l’offre par rapport à la demande exacerbe la compétition entre producteurs mais que cette compétition peut être à géométrie variable. Une compétition au sein des pays producteurs africains pour inciter les compagnies pétrolières à développer en priorité leur potentiel minier, aboutira inexorablement au sacrifice d’une partie supplémentaire de la valeur des réserves.

A l’inverse, une collaboration étroite et une convergence des exigences permettront aux pays producteurs africains de mieux défendre leurs intérêts vis-à-vis de leurs partenaires techniques. De même, des stratégies concertées visant à réduire les coûts sans sacrifier le contenu local, mais aussi à améliorer le climat des affaires pour faire baisser le risque pays permettront de lutter plus efficacement contre la concurrence du pétrole non conventionnel américain. Rendons hommage à cette occasion à l’Organisation des Producteurs de Pétrole Africain et à son Secrétaire Général, M. Mahaman Laouan Gaya, qui œuvre sans relâche pour rendre le secteur pétrolier africain plus fort, bien aidé cette année par le Ministre des Mines et de Hydrocarbures de Guinée Équatoriale, M. Gabriel Mbaga Obiang Lima, instigateur de l’initiative 2019, année de l’énergie. Ces leaders, et bien d’autres, ont compris que l’ère du pétrole n’est pas éternelle, mais qu’elle peut contribuer à développer une dynamique de développement et d’intégration en Afrique qui continuera à porter ses fruits bien après que les derniers puits ne soient taris ou abandonnés.

Financial Afrik

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Le cadre réglementaire modernisé du Sénégal pour attirer les investissements

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Le cadre réglementaire modernisé du Sénégal pour attirer les investissements

Centurion Law Group est un conglomérat panafricain de droit des sociétés, spécialisé dans le droit des affaires transfrontalier et le droit de l’énergie.

Quels aspects réglementaires clés doivent être mis en œuvre par un pays producteur proche comme le Sénégal pour améliorer l’attractivité du secteur pétrolier et gazier?

Dans tous les pays pétroliers, les régulateurs et les décideurs doivent tenir compte de l’état d’avancement de leur secteur pour mettre en œuvre les politiques et les cadres réglementaires appropriés. De toute évidence, un pays comme le Sénégal, qui produira bientôt plus de 20 000 barils de pétrole par jour, ne produira pas les mêmes réglementations qu’un pays comme le Nigéria, qui produit plus de 1,5 million de barils depuis des décennies. Les réglementations doivent être progressives. Ce qui compte dans un cas comme le Sénégal, c’est d’appliquer des réglementations qui jettent les bases du développement d’une industrie durable, axée sur le contenu et créatrice d’emplois. Lors de la planification du développement de l’industrie et de ses réglementations, le renforcement des capacités nationales, tant au sein des institutions nationales que du secteur privé, revêt une importance primordiale.

Quel est votre sentiment vis-à-vis de l’état de préparation du cadre réglementaire sénégalais à la lumière des premières productions produites en 2022?

J’ai un sentiment extrêmement positif et optimiste quant à la capacité du Sénégal à construire une industrie du pétrole et du gaz robuste et durable. Saluons d’abord l’engagement du gouvernement en faveur de la transparence avec le peuple sénégalais. Très tôt après les découvertes, le gouvernement a commencé à engager l’ensemble de la société civile sénégalaise autour de débats tels que le développement de contenu local, le renforcement des capacités nationales et les emplois locaux. Cela a envoyé un message fort à la région et à la communauté des investisseurs dans son ensemble: le Sénégal était déterminé à mettre en place un secteur pétrolier et gazier africain moderne fondé sur la bonne gouvernance.

Comment le nouveau code pétrolier et gazier répond-il à l’objectif ambitieux du gouvernement en matière de contenu local?

Le nouveau code relève de deux aspects. Le premier concerne l’inclusion. Toute la société sénégalaise a participé activement aux débats et discussions avant et pendant la rédaction du code, ce qui fait du texte final un texte qui réponde aux aspirations de l’industrie et des citoyens. Deuxièmement, le nouveau cadre concerne spécifiquement le contenu local, qui bénéficie de sa propre loi. De nouvelles conditions rendent obligatoire la participation du secteur privé sénégalais aux activités liées aux hydrocarbures, en particulier aux activités de construction, d’approvisionnement et de services relatifs aux champs de pétrole. Le texte prévoit également des transferts de technologies et de compétences qui contribueront dans une large mesure au développement des entreprises sénégalaises.

Quels pays africains peuvent servir de modèles pour que le Sénégal mette en place un cadre réglementaire efficace?

Il existe de nombreux enseignements à tirer de plusieurs juridictions africaines en ce qui concerne la mise en œuvre du cadre réglementaire approprié pour le Sénégal. Prendre des modèles internationaux non africains peut également s’avérer très bénéfique. Trinité-et-Tobago, par exemple, est très utile car c’est un pays relativement petit qui s’est très tôt concentré sur la réglementation et le développement de son industrie gazière et qui est maintenant un exportateur mondial de gaz. En Afrique, il faut absolument tirer des enseignements du développement du contenu local au Nigéria, de la durabilité environnementale au Gabon ou du bon usage des revenus pétroliers pour stimuler la diversification économique en Guinée équatoriale.

Comment la coopération régionale peut-elle stimuler l’exploration pétrolière et gazière dans le bassin de MSGBC? Quelles mesures doivent être prises par les pays pour créer des synergies efficaces?

Le Sénégal et la Mauritanie ont déjà montré à l’Afrique que le fait de mettre ses différences de côté et de travailler au co-développement de projets serait avantageux pour les économies africaines et leurs populations. Tortue est un projet phare à cet égard, et il aura un impact profond sur le développement socio-économique des deux pays. La principale étape pour encourager de telles collaborations et projets futurs consiste simplement à maintenir le dialogue ouvert et à en engager davantage.

C’est ce que fait par exemple la Chambre de l’énergie africaine. Nous devons voir les pays africains s’engager davantage, car le dialogue énergétique intra-africain est resté trop faible compte tenu du potentiel de ressources naturelles de notre continent.

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L’Angola a toujours été un pays coûteux pour la production de pétrole

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L'Angola a toujours été un pays coûteux pour la production de pétrole

Les activités d’Eni Angola sont entièrement orientées vers le offshore conventionnel et profond, sur une superficie développée et non développée de 21 441 km2. Le directeur général d’Eni Angola, Andrea Giaccardo, s’est entretenu avec Africa Energy Series – Angola au sujet d’une série de découvertes récentes dans le bloc 15/06.

L’Angola a toujours été un pays coûteux pour la production de pétrole. Comment la législation récente sur le pétrole et le gaz peut-elle attirer de nouveaux explorateurs et compenser les conditions du marché?

Les développements de 2018 dans le secteur pétrolier et gazier en Angola et l’environnement politique général peuvent donner une idée de la voie que pourrait emprunter le secteur dans les années à venir et offrir la confiance que le changement s’annonce. La nouvelle législation relative à la mise en valeur des gisements marginaux stimulera les investissements et contribuera à un renversement futur de la production en baisse du deuxième plus grand producteur de brut d’Afrique. Le nouveau décret sur le gaz offre désormais aux investisseurs un cadre législatif spécifique leur permettant d’explorer, de développer et de vendre du gaz naturel pour la première fois en Angola.

Un autre instrument législatif publié en 2018 a amélioré le mécanisme de contrôle des opérations de l’industrie pétrolière lié aux appels d’offres et aux marchés publics, améliorant ainsi l’efficacité de l’ensemble de la chaîne de valeur. Toutes ces mesures ont un impact positif sur le climat des affaires et permettent de relancer les investissements dans un secteur qui représente 95% des exportations du pays.

Nous entretenons des relations étroites avec Sonangol, construites à long terme par le biais d’un portefeuille varié d’initiatives conjointes dans le secteur de l’énergie, allant des partenariats dans les activités pétrolières et gazières à la raffinerie de Luanda dans le secteur en aval aux opportunités en matière d’énergies renouvelables. Après la création de la nouvelle agence, Sonangol deviendra un partenaire encore plus idéal pour Eni dans le choix de nouvelles opportunités et le transfert de connaissances et d’expériences. Eni souhaite participer à la croissance de Sonangol en tant qu’opérateur en Angola.

Un récent pas en avant dans cette relation est le récent accord pour la constitution de Solenova Ltd, une société sous contrôle conjoint créée pour évaluer et développer les opportunités d’énergie renouvelable en Angola. La création de cette nouvelle société s’inscrit dans la stratégie énergétique du pays, qui vise à atteindre une capacité installée de 800 MW d’énergie renouvelable installée d’ici 2025, en mettant l’accent sur les projets solaires à grande échelle.

Eni a connu du succès en tant qu’opérateur du bloc 15/06 avec les projets East and West Hub et Block Cabinda Norte. La société recherchera-t-elle d’autres opportunités en tant qu’opérateur lors du tour d’enchères de 2019?

Eni est reconnu dans le monde entier comme un leader en termes de capacité d’exploration, grâce à une approche efficace et réussie de création de valeur à la source. L’intention est de renforcer notre position en tant que compagnie pétrolière internationale très engagée en Angola en augmentant notre pourcentage d’opérateurs dans de nouvelles zones offshore et onshore, et en exploitant nos vastes compétences géologiques et géophysiques ainsi que nos technologies exclusives pour trouver des opportunités attrayantes.

Les récentes découvertes d’exploration du bloc 15/06, à savoir Kalimba, Afoxé, Agogo, Ndungu et Agidigbo, représentent une histoire à succès pour Eni. En exploitant ses capacités et ses technologies propriétaires, Eni a pris des risques importants et a finalement réussi à trouver des ressources pétrolières. Notre modèle de développement accéléré et échelonné est la clé pour mettre ces découvertes en œuvre dans les meilleurs délais, augmentant ainsi la valeur économique de l’initiative. On estime que les cinq découvertes contiendront jusqu’à 1,8 milliard de barils de pétrole léger en place avec un potentiel d’amélioration, et confirment davantage le potentiel d’exploration du bloc et l’efficacité des compétences d’exploration et des technologies propriétaires d’Eni.

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Ouganda : Le deuxième cycle d’octroi de licences de pétrole et de gaz attirera les investissements et le développement d’infrastructures

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Ouganda : Le deuxième cycle d'octroi de licences de pétrole et de gaz attirera les investissements et le développement d'infrastructures

Le deuxième cycle d’octroi de licences de pétrole et de gaz du pays pour l’exploration de cinq blocs dans l’Albertine Graben – Ouganda – vise à accroître les investissements internationaux dans le secteur énergétique riche en pétrole de l’Ouganda, le gouvernement prévoyant de signer des accords de partage de la production et de délivrer des licences d’exploration aux entreprises prospères d’ici décembre 2020.

Frank Mugisha 
Directeur, Deuxième cycle de licences en Ouganda

Pourquoi l’Ouganda organise-t-il une deuxième série de licences pour des blocs d’exploration pétrolière et gazière?

Le second cycle de licences est motivé par des facteurs tels que l’établissement de ressources et réserves pétrolières supplémentaires, le prix actuellement élevé du pétrole brut, l’intérêt d’investir dans le secteur pétrolier et gazier du pays, un climat favorable aux investissements et un risque géologique et commercial minimal.

L’augmentation de la base de ressources actuelle permettra de maintenir économiquement l’infrastructure coûteuse, telle que notre raffinerie et notre pipeline d’exportation de brut, pendant une période raisonnablement très longue.

L’octroi de licences de superficies pendant la période de hausse des prix du pétrole brut a pour objectif d’attirer un large éventail de sociétés pétrolières, y compris des sociétés modérées à grandes, qui permettent au gouvernement d’obtenir des conditions commerciales concurrentielles.

Le prix attrayant du pétrole a également incité de nombreux investisseurs à exprimer leur intérêt à investir dans le secteur. Il est donc important et bénéfique que le gouvernement réponde à ces intérêts avant que les investisseurs envisagent d’investir le capital à haut risque dans d’autres pays.

Le pays dispose d’un cadre juridique, réglementaire et institutionnel solide et complet. De plus, il y a une stabilité politique dans tout le pays. Ce sont des facteurs majeurs qui incitent les investisseurs à venir en Ouganda et à investir leur capital-risque dans l’exploration et le développement.

La plupart des zones de l’Albertine Graben, en particulier celles précédemment agréées et celles situées à proximité des zones commerciales réputées, ont été considérablement réduites en termes de risques géologiques, de marché, de transport et d’infrastructures.

Une autre raison pour laquelle nous avons décidé de lancer une deuxième série de licences est la promotion sur le contenu national. La licence d’exploration est envisagée pour créer plusieurs possibilités qui ne se limitent pas à la participation nationale par la fourniture de services et d’emplois.

Combien de licences de production le pays possède-t-il actuellement et comment ont-ils aidé le développement énergétique et minier en Ouganda?

Le gouvernement a, à ce jour, octroyé neuf licences de production. Plus précisément, un permis de production pétrolière (PL) sur le champ Kingfisher à la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), en 2012; cinq PLs sur les champs Mputa-Nzizi-Waraga, Kasamene-Wahrindi, Kigogole-Ngara, Nsoga, Ngege à Tullow Uganda Operations en 2016 et trois PLs sur les champs de Ngiri, Jobi-Rii et Gunya à Total E & P Uganda en 2016.

La confirmation des réserves de pétrole commerciales dans le pays et les PL sont la base du développement, de la production et de la commercialisation prévus du pétrole et du gaz, ainsi que du développement des infrastructures en cours, telles que les routes, l’aéroport international de Kabaale et les parcs industriels.

L’Ouganda a découvert du pétrole en 2006 dans le bassin du rift d’Albertine. Comment décririez-vous les progrès accomplis depuis la découverte?

Après la première découverte commerciale de pétrole en Ouganda en 2006, le gouvernement a envisagé de mettre en place des mesures rapides pour traiter les aspects complets et efficaces de l’exploration, du développement, de la production et de la commercialisation des ressources pétrolières et gazières du pays.

Ces stratégies comprenaient la promulgation de la politique nationale du pétrole et du gaz en 2008, la formulation des lois sur le pétrole en amont et intermédiaire en 2013 et la réglementation correspondante en 2016, et la création de l’autorité pétrolière ougandaise chargée de réglementer les différents acteurs du sous-secteur et de l’Ouganda. La compagnie pétrolière s’occupera des intérêts commerciaux de l’État et de sa participation en 2016.

Sur la base d’environ 1,4 milliard de barils de pétrole récupérable et de 500 milliards de pieds cubes de gaz, le pays a délivré des licences de production à des sociétés agréées et poursuit actuellement la mise en valeur, la production et la commercialisation des ressources pétrolières et gazières. Plus précisément, le développement et la production doivent s’inscrire dans deux projets distincts: le projet Tilenga dans les districts de Buliisa et Nwoya, ainsi que le projet Kingfisher dans les districts de Hoima et Kikuube. Alors que la commercialisation via une raffinerie dans le pays d’une capacité pouvant atteindre 60 000 barils par jour et un pipeline de pétrole brut pour l’Afrique de l’Est d’une capacité pouvant atteindre 180 000 barils par jour est en cours de développement pour recevoir le premier pétrole d’ici 2022/23.

Afin d’accroître la base de ressources du pays pour la production de pétrole durable et viable, le gouvernement a commencé l’exploration des bassins frontaliers en commençant par le bassin de Moroto-Kadam. Les résultats préliminaires indiquent l’existence d’un système pétrolier propice et la manifestation de traces de pétrole à travers des suintements de pétrole.

Par rapport aux autres pays africains, quelle est la performance de l’industrie pétrolière et gazière en Ouganda?

Les industries du pétrole et du gaz en Ouganda se comportent très bien à ce jour. L’Ouganda s’est avéré être le meilleur pays dans lequel investir dans l’exploration pétrolière et gazière, comme le montre le succès remporté par la société dans le domaine de l’exploration pétrolière, avec 88% de succès déjà enregistrés par International Oil Companies. Cela inclut Heritage Oil Gas, Tullow, Total et CNOOC.

Ce cycle de licences est une chance pour l’Ouganda de renforcer les relations avec les investisseurs existants. Quel message avez-vous pour les investisseurs potentiels?

L’Ouganda est un pays extrêmement stable qui encourage et protège fortement les investissements des sociétés internationales en assurant de bonnes relations de travail avec ses investisseurs et en s’occupant de tout problème émergent de la part des investisseurs, et ce, dans les meilleurs délais. Il croit en une philosophie gagnant-gagnant et des cadres clairs et robustes sont en place pour résoudre tout problème susceptible d’affecter les opérations des investisseurs. Cela comprend des tables rondes présidentielles régulières avec des investisseurs, coordonnées par le Premier ministre et présidées par le président, afin de garantir la mise en œuvre opportune des activités du secteur en abordant de manière proactive les problèmes émergents.

La deuxième série de licences comprend cinq blocs prolifiques et le gouvernement invite les participants à prendre part à ce processus. Les cinq blocs sont:

(i) LR2_2019_Block01 (Avivi) couvrant 1026 km2,

(ii) LR2_2019_Block02 (Omuka) couvrant 750 km2

(iii) LR2_2019_Block03 (Kasuruban) 1285 km2

(iv) LR2_2019_Block04 (Turaco) couvrant 637 km2

(v) LR2_2019_Block05 (Ngaji) couvrant 1230 km2

Tous les blocs ont une couverture de données sismiques provenant d’explorations antérieures. L’analyse technique indique que chacun des blocs a une valeur actuelle nette positive.

Les cinq blocs sont disponibles pour les candidats potentiels après avoir passé avec succès la phase de pré-qualification. L’entrée dans la phase de préqualification est soumise au paiement préalable de frais de dossier non remboursables de 20 000 $.

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