(BFI) – Depuis le début des années 2000, l’Afrique de l’Ouest est progressivement devenue l’une des régions les plus attractives de l’industrie pétrolière mondiale, avec de vastes campagnes d’exploration au Sénégal, en Mauritanie, au Ghana, en Gambie, en Guinée-Bissau, etc. Si ces campagnes ont permis de révéler d’immenses réserves de pétrole et de gaz au Sénégal, au Ghana et en Mauritanie, par exemple, certains pays de la région semblent avoir été oubliés. C’est le cas du Bénin, ancien producteur de pétrole et dont le bassin sédimentaire comporte des trends pétroliers qui s’étendent jusque dans les eaux nigérianes, au cœur de grands bassins de production. Focus sur le secteur pétrolier béninois, depuis longtemps abandonné par l’industrie, mais qui mérite le détour…
Autrefois producteur
Entre 1982 et 1990, le Bénin a été un pays producteur de pétrole avec un rendement marginal de 8000 barils par jour obtenus sur le bloc Sèmè, au large de la ville de Sèmè-Podji, non loin de la frontière maritime avec le Nigeria. Un résultat obtenu au bout de plusieurs campagnes d’exploration menées en offshore au cours de la seconde moitié des années 1970.
Entre 1982 et 1986, la production a été assurée par la société norvégienne Saga Petroleum, dans le cadre d’un contrat de service signé avec l’Etat béninois. A partir de 1986, le contrat fut transféré à la société américano-suisse Panoco.
Pour financer son budget, le pays dépendait de plus en plus des recettes issues de la commercialisation de son pétrole.
Pour financer son budget, le pays dépendait de plus en plus des recettes issues de la commercialisation de son pétrole. Les prêts qui étaient consentis par les acteurs de la finance internationale étaient garantis par l’huile. Cependant, l’accord avec Panoco a volé en éclats au bout de trois ans lorsque les prêts accordés au Bénin ont été gelés parce que la société ne pouvait pas fournir de déclarations et de capacités financières satisfaisantes. L’opinion, à l’époque, avait mis en cause la responsabilité des dirigeants, à cause de l’opacité qui entourait la gestion de la manne pétrolière.
Etant donné qu’il s’agit d’une production marginale, les compagnies internationales n’ont montré aucun intérêt pour le périmètre. Une situation qui a contraint le Bénin à reprendre le contrôle de la production. L’entreprise a cependant très vite échoué à cause du manque de capacités opérationnelles et techniques. Il faut rappeler que cette production était raffinée à l’étranger, et non pas consacrée à la satisfaction de la demande intérieure.
Après ce revers, le Bénin n’a plus jamais entrepris de travaux de développement dans l’amont pétrolier. Les recettes du coton et du palmier à huile ayant très vite remplacé celles enregistrées auparavant dans le secteur pétrolier. Mais en 2006, avec l’arrivée au pouvoir du président Boni Yayi, le Bénin a entrepris, comme plusieurs autres pays africains alors, d’attirer des investissements dans l’exploration.
Des traces de pétrole
En 2006, le gouvernement béninois, soucieux de la diversification de ses recettes a ouvert des négociations avec de nombreuses entreprises étrangères du secteur. La société américaine Kosmos Energy, déjà présente dans l’offshore de plusieurs pays du golfe de Guinée, a été la première à manifester son intérêt pour l’offshore béninois. La firme américaine a surtout recueilli d’importantes données sismiques en offshore. D’autres compagnies comme le nigérian South Atlantic Petroleum (Sapetro), l’anglo-néerlandais Royal Dutch Shell, le brésilien Petrobras, puis Hunt Oil et Oranto, NS Oil, Elephant Oil et Signet Petroleum entre autres, ont démarré des activités d’exploration dès 2008. Des travaux répartis sur les blocs 1 et 4 au sud-est de Cotonou.
En octobre 2013, Sapetro a découvert un gisement de brut de 87 millions de barils sur le périmètre sur le bloc adjacent 4 qu’elle contrôle avec Petrobras et la société publique du pétrole CBH.
En octobre 2013, Sapetro a découvert un gisement de brut de 87 millions de barils sur le périmètre sur le bloc adjacent 4 qu’elle contrôle avec Petrobras et la société publique du pétrole CBH.
L’annonce en a alors été faite à la télévision publique par le président Boni Yayi, lui-même. A cette occasion, le ministre de l’Energie d’alors, Barthélemy Kassa avait promis que « le pays marquerait bientôt son retour dans le groupe des producteurs mondiaux de pétrole ». Selon le plan de développement du site, la production devrait s’étaler sur quatorze ans avec un plateau moyen de 7 500 barils par jour.
Très engagé et confiant dans les promesses des firmes pétrolières, le président Boni Yayi a déclaré le 24 avril 2014, lors de la Conférence internationale sur les secteurs de l’Energie, des Mines et du Pétrole : « le Bénin se trouve au cœur d’une grande province pétrolière offshore ».
Quelques mois plus tard, l’euphorie de la découverte est refroidie par l’annonce selon laquelle la découverte n’est pas commercialement viable. Cette nouvelle a d’ailleurs déçu Sapetro et ses partenaires qui ont ralenti leurs activités en cours sur le bloc 1. Du côté du gouvernement, l’ardeur à la tâche s’est émoussée. Les autorités n’ont pas pu sortir les cartes nécessaires pour s’appuyer sur cet échec et promouvoir le bassin sédimentaire. Depuis 2016, les efforts du Bénin pour se repositionner sur ce marché se font toujours attendre sur le terrain, mais l’exécutif travaille à redéfinir le cadre législatif pour une meilleure attaque du secteur.
Un nouveau code pétrolier
Depuis l’échec de la percée sur le pétrole du régime de Yayi Boni, les lignes n’ont bougé que timidement, même s’il faut saluer l’adoption, l’année dernière, d’un nouveau code pétrolier. Le code prévoit un régime de contrat de partage de production et ne s’applique qu’aux opérations en amont.
Depuis l’échec de la percée sur le pétrole du régime de Yayi Boni, les lignes n’ont bougé que timidement, même s’il faut saluer l’adoption, l’année dernière, d’un nouveau code pétrolier.
Selon la nouvelle loi, les autorisations de recherche sont d’une durée initiale de 4 ans en onshore et de 6 ans en mer et peuvent être renouvelées deux fois : d’abord pour 3 ans, puis pour 2 ans au maximum. La durée maximale de la recherche sera donc de 9 ans en onshore et de 11 ans en offshore.
Le partage des bénéfices entre les compagnies pétrolières et le gouvernement du Bénin sera défini, sans surprise, dans le modèle d’accord-type. La République du Bénin aura droit à une redevance qui sera calculée suivant les cours du marché. Divers autres impôts et droits seront appliqués bien que les compagnies devront verser une partie de la production en lieu et place de l’impôt sur le revenu, avec des taux minimaux de 40 à 45 % selon la nature offshore ou onshore du champ. Une prime à la signature sera due lors de la conclusion de l’accord de partage de production, ainsi qu’une prime d’exploitation, lors de la délivrance des autorisations de production. Pour ce qui est du contenu local, tous les plans de développement devront en faire mention.
Par ailleurs, le gouvernement a mis en place une Unité d’Appui à la Gestion des Affaires Pétrolières (UAGAP) qui a pour mission d’assister le ministère chargé des Hydrocarbures dans la gestion des affaires pétrolières. A cet effet, elle est chargée d’étudier les dossiers et donner des avis au ministre ; concevoir, en liaison avec les structures du ministère, les politiques et stratégies de démantèlement des plateformes hors exploitation ; faire le suivi des contrats en cours d’exécution, en liaison avec les structures du ministère en charge des Hydrocarbures ; élaborer la politique et la stratégie du gouvernement pour le secteur pétrolier ; élaborer le plan d’action à court et moyen termes du secteur pétrolier ; proposer toute autre action pouvant contribuer à l’essor du secteur pétrolier.
Si très peu d’informations sont disponibles sur la nouvelle politique pétrolière du Bénin, on voit transparaitre une forte volonté de lancer un cycle de licences au cours des prochaines années et de favoriser une exploration complète du bassin sédimentaire béninois.
Perspectives
En mars 2019, la société d’exploration britannique United Oil & Gas a signé un accord optionnel avec la société américaine Elephant Oil pour une participation de 20% dans l’accord de partage de production couvrant le bloc d’exploration B, à l’ouest de Cotonou.
Si United choisissait d’exercer cette option, la société participerait au contrat de partage de la production à hauteur de 20 % et serait responsable du financement de 30 % des coûts non liés au forage et de 20 % des coûts de forage de la phase 1 du programme de travail. Selon les termes de l’accord, United a accepté de financer des études sismiques passives et des études sur le terrain d’une valeur maximale de 0,18 million de dollars.
Le bloc B pourrait, selon les campagnes précédentes menées dans la zone, abriter une réserve de plus de 200 millions de barils. Il est situé à l’ouest de Cotonou, dans la baie du Dahomey ; une zone où aucun puits n’a été foré jusqu’à ce jour.
Le bloc B pourrait, selon les campagnes précédentes menées dans la zone, abriter une réserve de plus de 200 millions de barils. Il est situé à l’ouest de Cotonou, dans la baie du Dahomey ; une zone où aucun puits n’a été foré jusqu’à ce jour. Il couvre une superficie de 4590 km2 et s’étend jusqu’à la frontière avec le Togo.
Selon le site d’information Bénin Plus, des suintements de pétrole et de gaz ont été enregistrés dans des puits d’eau situés dans le bloc. Ainsi, au nord-est de la région, il a été signalé la migration du pétrole à la suite d’une stratigraphie du bloc B. Il y aurait sur place une couche épaisse de grès fluvio-deltaïques du Turonien, selon la firme de géophysique française CGG qui ajoute que la zone pourrait abriter plus de pétrole que prévu.
