Par NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l'énergie (www.EnergyChamber.org)

Le monde observe la Namibie. Plus précisément, le monde de l'énergie l'observe. Depuis que les majors du pétrole et du gaz Shell (Royaume-Uni) et TotalEnergies (France) ont annoncé des découvertes massives d'hydrocarbures dans le région offshore d'Orange Basin au large de la Namibie en 2022, l'intérêt pour de nouvelles explorations dans ce pays d'Afrique australe a été intense. Il en va de même pour la rapidité avec laquelle Shell, TotalEnergies et leurs partenaires seront en mesure de finaliser les différents accords de développement de champs avec la Namibie et de passer à la production. Les négociations seront-elles bloquées, comme on le voit trop souvent dans les pays africains, ou le processus se déroulera-t-il sans heurts ?

L'une des raisons pour lesquelles les découvertes de 2022 dans l'Orange Basin étaient si excitantes - outre leur taille, avec pas moins de trois milliards de barils de pétrole combinés - était le fait que les efforts d'exploration de la Namibie avaient été jusqu'alors assez décevants. Seuls une quinzaine de puits avaient été forés avant la découverte de Shell au puits Graff-1 et celle de TotalEnergies au puits Venus 1-X, et aucun de ces efforts antérieurs n'avait permis d'obtenir des quantités commerciales de pétrole ou de gaz. Cela signifie que les découvertes d'Orange Basin représentent la première chance pour la Namibie de montrer aux compagnies pétrolières et gazières ce à quoi elles peuvent s'attendre après l'annonce de découvertes dans le pays.

Le moment est venu pour les dirigeants namibiens de montrer qu'ils respectent les milliards de dollars que les entreprises consacrent à la production de pétrole et de gaz. L'un des moyens les plus pratiques pour la Namibie est de mettre à jour ses contrats pétroliers : Ceux-ci doivent être rédigés de manière à protéger les investissements des compagnies pétrolières et gazières. Les contrats de la Namibie devraient inclure ce que l'on appelle une clause de stabilité fiscale, qui stipulerait clairement que si la Namibie devait procéder à des changements législatifs ou réglementaires - tels que de nouvelles exigences fiscales - les entreprises énergétiques signataires du contrat seraient protégées contre les impacts économiques négatifs.

Selon le libellé de la clause - également appelée « economic rebalancing » (clause de rééquilibrage économique) ou « equalization clause » (clause de péréquation) - les entreprises contractantes pourraient être exemptées des nouveaux codes fiscaux ou recevoir une compensation pour les lois qui augmentent leurs dépenses, telles que les nouvelles lois sur le travail ou l'environnement. Ce qui compte, c'est qu'au bout du compte, le retour sur investissement des entreprises ne soit pas affecté par les changements survenus après la finalisation de leur contrat.

Pour la Namibie, qui est un nouveau venu dans le domaine des accords pétroliers et gaziers, l'ajout d'une clause de stabilité fiscale dans les contrats pétroliers sera essentiel pour conserver l'intérêt soutenu de l'industrie énergétique.

Cette clause a beaucoup de poids

Garantir les investissements des compagnies pétrolières et gazières n'est pas une mesure nouvelle ou radicale. Les clauses de stabilité fiscale sont une pratique courante et sont en place dans des pays tels que la Guyane, le Mozambique, le Mexique et l'Angola. Je ne peux pas produire d'étude prouvant que ces pays ont attiré plus d'investissements grâce à ces clauses, mais je sais ceci : Lorsqu'un pays en développement n'offre pas de clauses, il donne aux compagnies pétrolières et gazières des raisons de limiter leurs investissements dans ce pays.

Dans un document récent sur les clauses de stabilité financière, la société internationale de conseil Deloitte a commenté la valeur de ces clauses.

« Les clauses de stabilisation renforcent la certitude et la prévisibilité, qui sont des éléments clés de la réussite des projets d'investissement à long terme », indique le rapport. « L'exploitation pétrolière est une activité à forte intensité de capital et la récupération de l'investissement prend beaucoup plus de temps que dans la plupart des secteurs. Tout changement ultérieur dans la législation de l'État d'accueil peut modifier de manière significative l'économie d'un projet ».

Pour les compagnies pétrolières internationales (IOC), investir dans un pays qui ne dispose pas d'une clause de stabilité fiscale est un véritable pari dans un secteur déjà risqué.

Je sais que la Namibie a déjà pris des mesures pour garantir un environnement favorable à l'activité en amont, notamment en actualisant sa législation fiscale, et j'applaudis ces actions. Le cadre juridique et le code pétrolier et gazier de la Namibie sont généralement considérés comme favorables aux investisseurs. Mais la garantie des investissements des entreprises est une prochaine étape cruciale.

Le temps est précieux

Non seulement la Namibie doit ajouter une clause de stabilité fiscale à ses accords pétroliers, mais elle doit le faire maintenant. Sinon, il est possible que la question du risque financier soit soulevée lors des négociations contractuelles avec Shell, TotalEnergies et leurs partenaires. Cela pourrait entraîner des retards coûteux dans les projets, un sujet que la Chambre africaine de l'énergie aborde en détail dans son rapport « The State of African Energy 2023 1Q Report » (L'état de l'énergie en Afrique 2023 1Q Report), qui sera bientôt publié.

J'encourage les autorités namibiennes à s'inspirer des retards survenus dans le bassin offshore de Rovuma au Mozambique. Des découvertes de gaz naturel totalisant jusqu'à 17 milliards de barils équivalent pétrole (bep) ont été annoncées entre le début et le milieu des années 2010, mais les négociations du Mozambique avec les exploitants, notamment la major énergétique italienne Eni et la société américaine Anadarko, traînent depuis des années. En conséquence, le seul projet à avoir été mené à bien jusqu'à présent est le projet de gaz naturel liquéfié flottant (FLNG) Coral Sul, alimenté par Coral Field. Le FLNG a fait l'objet d'une décision finale d'investissement (DFI) à la mi-2017, suivie du démarrage de la construction en 2018 et de l'expédition de la première cargaison en novembre 2022. Il s'agit d'une étape positive, mais imaginez les avantages économiques et de sécurité énergétique que le gaz naturel du Mozambique aurait pu apporter sans des retards aussi importants.

Il y a aussi l'exemple des découvertes massives de pétrole faites par Tullow Oil en Ouganda et au Ghana, annoncées à environ trois mois d'intervalle en 2006 et 2007. Tullow Oil a commencé à produire du pétrole à partir de sa découverte du champ Jubilee au Ghana en 2010. À l'inverse, Tullow Oil a découvert le bassin du rift du lac Albert en Ouganda. Après plus d'une décennie de conflits avec le gouvernement et sans progrès, Tullow a vendu tous ses actifs ougandais à Total (aujourd'hui TotalEnergies) en 2020.

En 2021, TotalEnergies a conclu des accords définitifs pour lancer le développement des ressources du lac Albert, y compris les projets pétroliers en amont Tilenga et Kingfisher et la construction de l'oléoduc East African Crude Oil Pipeline (EACOP) en Ouganda et en Tanzanie. TotalEnergies continue de faire avancer ces projets en collaboration avec China National Offshore Oil Corporation et Uganda National Oil Company. Malheureusement, les préoccupations climatiques et les aspirations à des émissions nettes nulles ont rendu la conduite des projets pétroliers et gaziers beaucoup plus difficile qu'elle ne l'était en 2006. TotalEnergies subit de fortes pressions de la part des défenseurs de l'environnement pour abandonner ses projets de production pétrolière et d'oléoduc.  Pendant 15 ans, l'Ouganda a perdu de la valeur et des revenus. Des questions cruciales comme celles-ci seront abordées lors de l'African Energy Week qui se tiendra au Cap, en Afrique du Sud, du 16 au 20 octobre, et les investisseurs et les gouvernements devront trouver des solutions en travaillant main dans la main.

Beaucoup à gagner

Non seulement une clause de stabilité fiscale dans les accords pétroliers namibiens permettra d'éviter les retards avec TotalEnergies (ainsi qu'avec Shell, qui a annoncé une autre découverte importante dans le bassin d'Orange en 2023), mais une action décisive pour protéger les investissements des entreprises permettra également à la Namibie de se positionner pour davantage d'exploration.

L’Orange Basin est l'un des nombreux sites namibiens (et sud-africains) qui intéressent les sociétés pétrolières internationales.

Les blocs en eaux profondes du bassin de Walvis d'Eco Atlantic (entre autres) et en particulier la cible de forage du prospect Osprey dans le bloc 2012A du bassin de Walvis, par exemple, ont été décrits comme l'un des puits à fort impact les plus prometteurs d'Afrique en décembre dernier.

Global Petroleum, Namcor et Aloe Investments devraient commencer à explorer le bloc 2011A du bassin de Walvis cette année. Tower Resources, Maurel and Prom, Exxon Mobil, Oranto Petroleum, Woodside Energy, Chevron, Galp, Recon Africa effectuent actuellement de nombreux travaux d'exploration sur diverses zones du pays et se dirigent vers d'éventuels forages.

Les bassins offshores de Luderitz et de Namibie, ainsi que les bassins terrestres d'Owambo et de Karoo, offrent également un grand potentiel. Mais, là encore, l'intérêt pourrait se tarir rapidement si les entreprises commencent à percevoir la Namibie comme un pays risqué pour les investissements.

BW Kudu, filiale à 100 % de BW Energy et de la National Petroleum Corporation of Namibia (Namcor), est aujourd'hui plus optimiste qu'avant au sujet de Kudu Gas et travaille sans relâche pour que le premier gaz soit produit en 2026. J'aime ce projet parce que la production nationale de gaz pourrait résoudre les problèmes de pauvreté et de sécurité énergétiques de la Namibie. La Namibie importe actuellement environ 60 % de ses besoins en électricité.

Appels au changement

La Chambre africaine de l'énergie n'est pas la première à exhorter la Namibie à prendre des mesures pour garantir les investissements des compagnies pétrolières et gazières. Ce sujet a été abordé en 2020, avant les découvertes importantes dans l’Orange Basin.

Uaapi Utjavari, alors président de la Namibia Petroleum Operators Association (NAMPOA), a écrit au ministre namibien des mines et de l'énergie, Tom Alweendo, pour décrire le rôle que les clauses de garantie fiscale pourraient jouer dans le soutien des investissements en cours dans le secteur pétrolier et gazier naissant de la Namibie. La NAMPOA a recommandé la mise en place d'un cadre juridique, fiscal et commercial équilibrant les besoins du pays et des investisseurs.

« Il existe un besoin fondamental d'un environnement commercial stable et durable afin que le pays et les investisseurs soient en mesure de planifier à l'avance et de se fier aux conditions convenues », a écrit M. Utjavari. « Une disposition relative au rééquilibrage économique offre une sécurité appropriée en ce qui concerne les conditions économiques, qui sont essentielles pour l'investissement/la bancabilité de projets à grande échelle de plusieurs milliards de dollars, tout en ne portant pas atteinte à la souveraineté du pays hôte et qui sont une caractéristique commune à de nombreux contrats pétroliers dans le monde. »

Les recommandations formulées par la NAMPOA en 2020 sont toujours valables pour la Namibie d'aujourd'hui.

La Chambre africaine de l'énergie aimerait voir la Namibie récolter tous les bénéfices que ses ressources naturelles peuvent offrir, d'une sécurité énergétique accrue à l'industrialisation et à la croissance économique. La Namibie peut y parvenir, à condition de montrer à une industrie de l'énergie vigilante que le pays s'engage à aider les entreprises à obtenir un retour sur investissement raisonnable. L'ajout d'une clause de stabilité fiscale à ses contrats est la bonne décision à prendre. J'encourage la Namibie à agir maintenant.