Le scientifique Johnny West, dans un rapport intitulé ‘’Les actifs échoués du Sénégal : l'impact du Covid-19 et de la transition énergétique sur le secteur pétrolier’’, alerte sur le risque d’un déclin économique des projets pétroliers. Selon lui, plusieurs paramètres viennent remettre en question les prévisions du secteur offshore.

Que se passera-t-il lorsque les attentes au niveau national pour une industrie émergente se heurteront à une brutale récession mondiale à court terme et à la tendance du marché et des politiques à sortir des combustibles fossiles à long terme ? Dans un contexte marqué par le retrait de certaines entreprises internationales du champ pétrolier sénégalais, le fondateur d’Openoil, Johnny West, s’est attelé à répondre à cette question cruciale. Dans une étude réalisée avec l’appui de la fondation Heinrich Boll de Dakar, l’écrivain analyse l’impact de la transition énergétique et de la pandémie de Covid-19 sur le Sénégal, nouveau producteur de pétrole.

Une chose est sûre : Johnny West vient doucher l’espoir suscité par la production du pétrole et du gaz au Sénégal. ‘’Le secteur offshore n'apportera aucune contribution significative aux finances publiques du Sénégal. Les recettes atteindront à peine 2 % du budget annuel et ce uniquement à partir des années 2030. Les revenus du pétrole et du gaz ne peuvent pas alléger la dette publique du Sénégal, qui s'élève à environ 15 milliards de dollars. En utilisant des méthodes standards d'actualisation des revenus futurs pour déterminer la valeur actuelle, le secteur pourrait valoir un milliard de dollars au total. Cela représente moins d'un an de service de la dette actuelle’’, conclut le scientifique.

L’année 2020 a, en effet, enregistré une baisse spectaculaire du prix du baril. De 65 dollars, le baril du pétrole brent est passé à moins de 20 dollars, pendant que le pétrole américain est tombé en dessous de zéro dollar, un record jamais connu en 20 ans. Si, actuellement, le baril tourne autour de 40 dollars, il est clair que ce chamboulement lié à la pandémie réduit drastiquement les revenus attendus de la production pétrolière et gazière. Johnny West va jusqu’à affirmer que ‘’des projets qui semblaient viables en 2019 ne le sont plus que de façon marginale en 2020. Si les entreprises ont l'habitude d'investir dans un contexte de volatilité des prix, peu d'entre elles s'attendent à ce que les prix du pétrole ou du gaz reviennent bientôt à leur niveau de 2018-2019. Entre-temps, les signaux du marché concernant la baisse structurelle des prix due à la transition énergétique se font plus forts’’.

Concernant, ce deuxième aspect, le Sénégal était déjà engagé sur la voie de sa première production à grande échelle de combustibles fossiles, après la signature de l'Accord de Paris sur la réduction des émissions de CO2 et à une période où les ventes de véhicules électriques doublent tous les 12 mois. Cela avant la crise sanitaire. Ainsi, dans ce contexte de changements climatiques, le FMI a publié, en 2017, une étude qui démontre que le véhicule électrique est susceptible de remplacer le véhicule à moteur, dans les prochaines années, et que cela entraînera l'effondrement du prix du pétrole à la fin des années 2020 et en 2030, jusqu'à ce qu'il soit d'environ 15 dollars le baril en 2040.

C’est à ce niveau qu’entre en jeu, selon le rapport, la pression politique qui va activer trois leviers sur le marché pétrolier : la suppression progressive des subventions aux combustibles fossiles, l'ampleur croissante des désinvestissements et les décisions des gouvernements de s'abstenir de poursuivre l'exploration. Résultats des courses : la transition énergétique rend vulnérables les projets en amont de l’industrie pétrolière. Or, c’est exactement dans cette phase que se trouve le Sénégal.

Selon plusieurs gros producteurs, le pic de la demande en pétrole a déjà eu lieu et le nombre de nouveaux projets approuvés par les grandes compagnies pétrolières a chuté de 95 % au cours du premier semestre 2020.

Scénario valable pour le gaz

A en croire Johnny West, le même scénario est valable pour le gaz. ‘’Le gaz est également affecté par des pressions sur les prix similaires à celles du pétrole. Au cours de la période 2018-2020, les prix se sont effondrés et les trois grands marchés régionaux d'Europe, d'Asie et des États-Unis n’ont jamais autant convergé. Et la Covid-19 a poussé les prix encore plus bas, en début de 2020.

Dans le cas du gaz, les prix ont chuté sous l'impact émergent de l'offre structurelle excédentaire de gaz naturel liquéfié (GNL). Le monde produit actuellement environ 400 millions de tonnes de GNL par an. Mais les projets déjà approuvés ou en cours de développement apporteront 150 à 200 millions de tonnes supplémentaires par an sur les marchés mondiaux dans les années 2020. Cette augmentation de l'offre est supérieure à l'augmentation prévue de la demande’’. Alors que, ajoute-t-il, les marchés du GNL ont évolué en Asie en étant liés au prix du pétrole brut, les prix sont de plus en plus déterminés par la concurrence dite "gaz sur gaz".

Cela donne donc à penser que l'offre structurelle excédentaire de GNL est probablement l'élément le plus important pour fixer les prix sur les marchés au comptant. Ce qui maintient des prix plus bas plus longtemps. De ce fait, la surabondance de GNL en 2020 et l'offre excédentaire à moyen terme pourraient alors avoir pour effet d'éliminer ou de réduire fortement le rôle du gaz en tant que combustible de transition à long terme.

Des prévisions largement dépassées

Le secteur offshore a été présenté pendant des années comme le moteur économique de la croissance du Sénégal. Diverses études ont prédit que le gouvernement gagnerait près d’un milliard de dollars par an sur une longue période de temps, grâce à Sangomar et à GTA (champ gazier Grande Tortue Ahmeyim). Les prévisions montraient que ce montant serait augmenté au fil du temps par les revenus d'autres découvertes qui entreraient en production. Ces estimations étaient basées sur le développement de Sangomar produisant toute l'étendue des réserves du champ et sur des hypothèses de prix constants. Or, actuellement, les investisseurs se sont engagés uniquement pour la phase 1 du projet pour une réserve de 230 millions de barils sur un total de 600 millions. Le capital requis est donc passé de 8 milliards à 4,2 milliards de dollars.

Le financement et les engagements ont été limités aux premières phases qui ne produiront qu'une partie de leurs réserves connues : moins de 40 % à Sangomar et peut-être à peine 10 % dans le GTA. L’arrivée du pétrole a été repoussée de 2022 à 2023, et Woodside a annoncé des retards opérationnels début 2020 à cause de la Covid-19. Ces retards font passer le taux de rentabilité interne de 28 % à 17 %.

Selon Johnny West, ‘’les scénarios de 2020 prévoient un effondrement des revenus pour le Sénégal. Même si les prix du pétrole et du gaz se redressent par rapport aux prix les plus bas de début 2020, le revenu total provenant de l'offshore atteint à peine 2 % du budget annuel, en un an dans les années 2030. Cette différence spectaculaire est due à deux éléments : l'estimation réduite de la production de Sangomar et une relation complexe (et non linéaire) entre le régime fiscal des contrats de Sangomar et de la GTA, les prix des matières premières et les bénéfices des sociétés.

Un autre résultat important est que, si l'on suppose une baisse structurelle des prix à long terme, il y a très peu de différence dans les résultats finaux des recettes publiques, même si les prix reprennent quelque peu. Cela s'explique par le fait que les fondements de la décision d'investir ont changé de manière permanente du côté des entreprises. L'investissement en amont s'est effondré au niveau mondial et ne se redressera pas’’.

Par ailleurs, il se peut que les entreprises demandent des concessions au Sénégal, pour le régime fiscal des contrats déjà signés en raison des gains économiques marginaux.

Un risque d’endettement de Petrosen

D’un autre côté, Petrosen, selon le chercheur, est exposé à un lourd endettement. Sans contrôle, même le plus petit prêt requis d'environ 670 millions de dollars accumulerait des intérêts faramineux, car la part de Petrosen dans les bénéfices d'exploitation devient inférieure aux intérêts de la dette qu'il a contractée pour acquérir les intérêts au départ.

En effet, les contrats accordent à Petrosen le droit à une participation allant jusqu'à 20 %, à condition qu'elle réponde à tous les appels de fonds pour les coûts de développement, dès le moment où la commercialisation a été déclarée. Or, ces coûts sont considérables et la part des coûts de Petrosen devra être financée soit par la collecte de fonds sur les marchés internationaux, soit par un emprunt direct sur le projet, puis remboursée sur les revenus pétroliers, une fois que le champ SNE sera en production.

‘’Si Petrosen est financé par le projet, il doit rembourser sa part des coûts de développement, plus les intérêts, à partir de sa part des revenus pétroliers lorsqu'ils arriveront. La production doit commencer en 2022, mais il y aura généralement quelques années de montée en puissance - et il y a des intérêts à prendre en compte’’, fait savoir J. West. Qui ajoute que la société a besoin d'un prix du pétrole constant de 47 dollars pour gagner ne serait-ce qu'un seul dollar, après avoir remboursé le prêt.

Il explique que ‘’si, par exemple, un champ d'un milliard de barils était découvert en 2019, avec les mêmes conditions contractuelles que SNE et près de deux fois plus grand, Petrosen gagnerait 729 millions de dollars sur la durée du projet, selon le scénario du prix de l'ET. Mais ce montant est déjà réduit de plus de moitié, si la découverte est retardée, ne serait-ce que d'un an, jusqu'en 2020. Et à partir de 2021, Petrosen ne pourra jamais récupérer le prêt dont elle avait besoin pour contribuer aux coûts de développement, plus les intérêts générés au cours des années de développement’’.

A toutes ces perturbations, s’ajoute le risque d’un arrêt brusque de ces différents projets pétroliers.