Le Nigeria et l’Angola responsables de près de la moitié du déficit de l’offre de pétrole prévue par l’Opep




D’après le cartel pétrolier, cette situation est due à un certain nombre de facteurs, notamment la décision des majors pétrolières occidentales de se détourner des projets africains

 

Près de la moitié de l’insuffisance de l’offre de pétrole prévue par l’Opep et ses alliés est imputable au Nigeria et à l’Angola, selon des données consultées par Reuters dans la première semaine du mois de mai, ce qui reflète un certain nombre de facteurs, notamment la décision des majors pétrolières occidentales de se détourner des projets africains.

Selon ces chiffres, l’Angola était responsable de près de 300 000 barils par jour bpj du déficit d’approvisionnement de l’Opep+, tandis que le Nigeria pompait près de 400 000 bpj en dessous de l’objectif. Le conflit en Ukraine a également affecté le commerce du pétrole de la Russie et sa production était inférieure d’environ 300 000 bpj à son objectif d’approvisionnement de mars.

Le déficit de l’Opep+ est l’une des raisons pour lesquelles les prix mondiaux du pétrole ont atteint leur plus haut niveau en 14 ans en mars, au-dessus de 139 dollars le baril, et il a incité les États-Unis et d’autres consommateurs à demander aux producteurs de pomper davantage.

L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) a toutefois rejeté ces appels à maintes reprises – et l’un des facteurs qui y contribue est tout simplement que certains de ses membres n’ont pas de pétrole disponible à pomper.

De l’avis de l’Opep, les réductions d’investissement après l’effondrement des prix du pétrole en 2015-2016 en raison d’une offre excédentaire, ainsi que l’intérêt croissant des investisseurs pour les questions économiques, sociales et de gouvernance (ESG), ont conduit à une insuffisance des dépenses nécessaires pour répondre à la demande.

Sous-investissement

« Il y a eu un sous-investissement massif dans l’industrie au fil des ans, encore compliqué par l’effet de l’ESG », a déclaré à Reuters le secrétaire général de l’Opep, Mohammad Barkindo.

« Il y a eu une contraction de 25 % en 2015 et 2016 – sans précédent. Il n’y a pas eu de reprise significative avant 2020, lorsque nous avons enregistré une contraction de 30 % des investissements dans l’industrie », a-t-il ajouté.

Les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) montrent qu’il n’y a pas eu d’augmentation significative des investissements dans l’exploration et la production mondiales de pétrole et de gaz pendant la période 2017-2019 – suivie d’un plongeon de 32 % en 2020.

Les compagnies pétrolières internationales se retirent progressivement de la production pétrolière terrestre du Nigeria, même si elles continuent d’investir dans ses vastes ressources pétrolières et gazières offshore, où les coûts restent compétitifs.

Les chiffres de l’AIE montrent qu’en 2019, les décisions finales d’investissement (FID) concernant plus de huit fois plus de réserves de brut au Moyen-Orient ont été prises que celles concernant les réserves africaines.

Les approbations au Moyen-Orient ont également été constamment plus élevées de 2011 à 2018.

La société pétrolière d’État angolaise Sonangol et la société pétrolière d’État nigériane NNPC n’ont pas immédiatement répondu aux demandes de commentaires de Reuters sur leur baisse de production ou les raisons de celle-ci.

Selon un rapport de 2021 de l’Arab Petroleum Investments Corporation ou APICORP, les producteurs du Moyen-Orient et de l’Afrique du Nord devraient encore augmenter leurs investissements énergétiques pour atteindre 805 milliards de dollars en 2021-2025 – soit 13 milliards de dollars de plus que les perspectives quinquennales de l’année précédente, malgré l’impact de la pandémie.

Coûts de production

Alors que les majors occidentales se concentrent de plus en plus sur la transition énergétique et vendent des actifs pétroliers, elles restent de gros producteurs en Afrique. Les grandes sociétés occidentales sont responsables de 40 % de la production au Nigeria et de 60 % en Angola, selon Rystad.

Rystad voit un certain potentiel pour de nouveaux investissements au Nigeria et en Angola, mais les projets restent « trop chers » pour les majors.

« Depuis 2015, les majors se sont concentrées sur les coûts et développer des choses en Afrique a été un trop grand risque avec des dépassements de coûts », a déclaré Martinsen de Rystad. « Cela ne fait plus vraiment partie de leur objectif clé ».

La production angolaise a chuté de 50 % depuis 2015 et la production a baissé d’environ 30 % sur la même période au Nigeria, a-t-il précisé. Au Nigeria, la production devrait croître légèrement de 200 000 bpj dans les années à venir, puis décliner à nouveau après 2024.

Shell a déclaré le mois dernier que les déversements de pétrole résultant de la mise en place d’oléoducs dans le delta du Niger ont doublé en 2021 pour atteindre le niveau le plus élevé depuis 2016.

Soulignant l’ampleur du déclin, les exportations du grade de brut nigérian clé Bonny Light sont tombées à seulement deux ou trois cargaisons par mois, contre huit ou neuf auparavant, en raison de l’escalade des vols de pétrole.

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