APRNEWS: Les majors nigérianes se réservent l’onshore

Cette année, d’importantes transactions devraient entraîner des changements qui transformeront la structure de propriété de l’industrie pétrolière et gazière au Nigeria. Il s’agit notamment de l’offre de Seplat Energy sur les actifs d’ExxonMobil, de la vente par Shell de sa filiale terrestre nigériane au consortium Renaissance et de l’acquisition par Oando de l’unité locale du géant pétrolier italien Eni.

Le président Bola Tinubu, ancien cadre chez Mobil, a déclaré en mai 2024 à une délégation d’ExxonMobil que des mesures seraient prises pour résoudre les problèmes liés à la cession. L’entreprise publique Nigerian National Petroleum Company (NNPC) a par la suite mis fin à ses objections à l’accord et retiré son recours en justice.

La plupart des espoirs de nouvelles découvertes de pétrole au Nigeria reposent sur les grandes compagnies pétrolières, alors que l’administration Tinubu vise à atteindre un objectif de production de 2,6 millions de barils par jour d’ici à 2030.

En contrepartie, la compagnie pétrolière nationale obtiendra une participation de 70 % dans l’entreprise, contre 60 % auparavant. Seplat succédera à ExxonMobil en tant qu’opérateur de l’entreprise et acquerra quatre concessions de champs pétroliers en mer et en eaux peu profondes qui représentaient l’essentiel de la production d’ExxonMobil au Nigeria au cours des six dernières décennies. Seplat acquerra également le terminal d’exportation de pétrole de Qua Iboe, l’un des trois plus importants du pays, et prendra une participation de 51 % dans plusieurs autres entreprises, notamment le terminal de Bonny River, l’usine de liquides de gaz naturel et le projet de condensats d’Oso.

 

Une autre transaction importante est la vente prévue par Shell de son opérateur terrestre, Shell Petroleum Development Company, au consortium Renaissance. Il s’agit d’un groupement de quatre sociétés d’exploration locales (ND Western, Aradel Energy, First E&P et Waltersmith) et d’une société d’investissement suisse, Petrolin. La Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC) a déclaré le 11 septembre qu’elle avait approuvé la transaction, qui n’attendait plus que l’approbation par le ministre du Pétrole, qui est le président. La vente permettra de transférer à Renaissance la participation de 30 % de Shell dans une coentreprise avec la NNPC, TotalEnergies et Eni. Cette participation comprend quinze concessions pétrolières terrestres et trois champs en eaux peu profondes, mais exclut la participation de Shell dans Nigeria LNG Ltd, qui reste conforme à ses investissements stratégiques dans le domaine du gaz.

 

Quid de la justice environnementale ?

En tant qu’opérateur le plus ancien et le plus important de l’industrie pétrolière au Nigeria, Shell a laissé les plus grandes empreintes et a suscité le plus de controverses à la suite de ses projets de désinvestissement. Alors qu’ExxonMobil opérait presque entièrement en mer, Shell a opéré presque entièrement sur terre pendant les quatre premières décennies de son existence dans le pays.

Les communautés de la région pétrolière du delta du Niger et les groupes de défense des droits de l’environnement voient dans les projets de désinvestissement de Shell une tentative de fuir sa responsabilité pour des décennies de dommages écologiques, dont beaucoup font encore l’objet de litiges devant les tribunaux au Nigeria et à l’étranger.

« La décision de Shell de vendre ses installations terrestres à des entreprises nationales et de rester au Nigeria pour mener ses activités offshore est une tentative délibérée d’échapper aux responsabilités que l’entreprise a encourues au fil du temps », considère Chima Williams, directeur exécutif d’Environmental Rights Action (ERA), la filiale nigériane des Amis de la Terre. Il affirme que les communautés qui ont accueilli l’entreprise pendant des décennies ont vu leur santé et leur environnement endommagés. « Shell ne devrait pas être autorisée à vendre ses installations et à abandonner les responsabilités qu’elle a envers ces communautés. »

Chima Williams, lui-même avocat, a mené un procès contre Shell aux Pays-Bas qui a duré treize ans au nom de deux communautés, Goi et Oruma, pour des dommages causés par des déversements de pétrole. Dans un arrêt définitif rendu en 2021, la cour d’appel néerlandaise a accordé 15 millions d’euros de dommages-intérêts aux communautés.

 

Nœuds juridiques et réglementaires

Des dizaines d’affaires similaires contre Shell et d’autres compagnies pétrolières sont toujours en cours dans le pays, et de plus en plus à l’étranger, notamment depuis que la Cour suprême du Royaume-Uni a statué en 2021 que les communautés pétrolières nigérianes pouvaient porter plainte contre Shell devant les tribunaux anglais. Ces affaires concernent notamment les communautés de Bille et d’Ogale pour des déversements survenus en 2012 et 2013 qu’elles imputent à Shell. Un procès devrait avoir lieu au début de l’année prochaine, selon Leigh Day, le cabinet d’avocats britannique qui représente les communautés.

Tous ces éléments constituent des motifs pour lesquels les communautés, leurs avocats et les défenseurs de l’environnement demandent aux autorités de rejeter l’accord conclu avec Shell. Chima Williams est également d’avis que les entreprises locales qui achètent ces actifs n’ont pas la capacité technique de les gérer sans causer d’autres dommages à l’environnement.

La Nigerian Upstream Regulatory Commission (Commission nigériane de régulation de l’amont) a semblé y prêter attention lorsqu’elle a annoncé le rejet de l’accord proposé à la fin du mois d’août. L’autorité de régulation a subordonné son approbation à la démonstration par le consortium Renaissance de sa capacité technique à gérer les actifs sans impact négatif sur l’environnement, tout en maintenant de bonnes relations avec les travailleurs et les communautés.

Shell est confrontée à d’autres obstacles juridiques à l’accord. Une société nigériane, Global Gas and Refining Ltd, a intenté une action en justice contre Shell pour un différend contractuel et souhaite que le géant pétrolier soit empêché de procéder à la vente jusqu’à ce qu’il soit statué sur son cas. Ces obstacles juridiques sont autant d’obstacles supplémentaires à surmonter avant la conclusion de l’opération.

La troisième grande transaction de l’industrie pétrolière, et celle qui est désormais concluante, est le rachat, pour 783 millions de dollars, par Oando Energy, dont le directeur général est Adewale Tinubu, neveu du président Bola Tinubu, de l’unité nigériane du géant italien de l’énergie Eni. Les actifs comprennent le terminal d’exportation de pétrole de Brass (photo au-dessus du titre), des champs de pétrole et de gaz, des systèmes de pipelines associés et des centrales électriques d’une capacité installée de 960 MW.

 

Le poids du soupçon

Des trois transactions, celle-ci est la seule à avoir reçu l’approbation ministérielle de Bola Tinubu. L’ancien vice-président Atiku Abubakar fait partie des critiques qui ont accusé le président Tinubu de conflit d’intérêts et d’avoir donné un feu vert rapide à l’accord. « Le seul accord qui a été pleinement mis en œuvre jusqu’à présent est celui impliquant Oando. Nous savons maintenant pourquoi il a reçu une approbation accélérée », a déclaré Atiku Abubakar dans un communiqué. « La démocratie au Nigeria est devenue le gouvernement de Tinubu, par Tinubu et pour Tinubu et les membres de sa famille. »

 

Le bureau du président a nié ces allégations, insistant sur le fait qu’Oando méritait les approbations. Dans une déclaration, l’autorité de régulation, la NUPRC, a fait remonter le processus d’approbation au mois de mai de l’année dernière, lorsqu’une filiale d’Eni, la Nigerian Agip Oil Company, a fait part de son intention de se désengager.

C’est ainsi qu’a été lancé un processus comprenant des informations sur les acheteurs potentiels et une évaluation technique des actifs, y compris toute question en suspens concernant l’environnement ou les relations avec les communautés d’accueil. Tous ces examens ont été menés conformément aux dispositions de la loi sur l’industrie pétrolière (Petroleum Industry Act) avant l’approbation finale de l’opération Eni-Oando, a expliqué l’autorité de régulation.

Pourtant, nombreux sont ceux qui ne sont pas persuadés que l’autorité de régulation n’a fait que suivre la loi dans le cadre de la transaction Oando. « Une chose est sûre, le président a un intérêt direct dans le secteur pétrolier au Nigeria », fait observer Chijioke Nwaozuzu, professeur d’économie pétrolière à l’université de Port Harcourt. « Et il est au pouvoir ! »

 

Avec ces ventes, les grandes compagnies pétrolières concluront une fuite vers les gisements offshore profonds qui a commencé il y a deux décennies, lorsque les troubles se sont intensifiés dans les communautés du Delta, perturbant l’exploration et la production à terre. Le processus s’est accéléré ces dernières années, les multinationales pétrolières s’efforçant de se conformer à des obligations de neutralité nette pour atteindre les objectifs fixés dans leurs pays d’origine en matière de lutte contre le changement climatique, en réduisant les activités ayant une forte empreinte carbone. Il en résulte une nouvelle dichotomie dans l’industrie pétrolière et gazière nigériane, où les entreprises locales sont à terre tandis que les grandes compagnies pétrolières occidentales (Shell, ExxonMobil, Chevron, TotalEnergies et Eni) embrassent la sécurité relative des gisements en eau profonde.

 

Projets en eaux profondes

Tous ces réalignements vont modifier la structure de l’industrie pétrolière nigériane par rapport à ce qu’elle a été au cours des six dernières décennies. Les activités d’ExxonMobil au Nigeria seront ensuite menées par l’intermédiaire de ses deux filiales restantes : Esso Exploration and Production Nigeria (EEPNL) et Esso Exploration and Production Nigeria (offshore). Elles sont toutes deux impliquées dans des contrats de partage de production en eaux profondes avec la NNPC et d’autres partenaires. Les actifs en eaux profondes d’ExxonMobil au Nigeria comprennent les champs d’Erha et de Yoho, qui produisent chacun en moyenne 200 000 barils par jour, et les eaux profondes d’Usan. La société détient également une participation dans le champ de Bonga, le plus ancien champ en eau profonde du Nigeria, qui a commencé à produire en 2005.

Avec son projet de vendre sa filiale SPDC, vieille de 68 ans, la prospection pétrolière au Nigeria se fera par l’intermédiaire de son unité offshore locale, Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCO). Les projets Bonga North, Bonga Southwest et Nwa Doro constituent un autre développement en eaux profondes dans lequel la société est actuellement impliquée. TotalEnergies exploite plusieurs sites offshore au Nigeria, notamment les champs d’Akpo et d’Ikike, et a développé le champ Egina d’une capacité de 200 000 barils par jour.

La plupart des espoirs de nouvelles découvertes de pétrole au Nigeria reposent sur les grandes compagnies pétrolières, alors que l’administration Tinubu vise à atteindre un objectif de production de 2,6 millions de barils par jour d’ici à 2030. Il s’agit notamment des champs Owowo et Bosi d’ExxonMobil, Bonga North de Shell et Prowei Phase I de TotalEnergie.

Pour les entreprises nigérianes, l’un des principaux critères de réussite consistera à maintenir la production des actifs nouvellement acquis.