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Claudio Descalzi

« ENI est la première compagnie pétrolière en Afrique ! »

Le patron du mastodonte italien parie plus que jamais sur le continent, où il mise notamment sur la production de gaz. Il appelle également à une entente entre les grands producteurs pour favoriser une nouvelle régulation du marché.


Claudio Descalzi le PDG du groupe eni au palais du Quirinal, à Rome, en 2014. © LUIGI MISTRULLI/SIPA
Claudio Descalzi le PDG du groupe eni au palais du Quirinal, à Rome, en 2014. © LUIGI MISTRULLI/SIPA
Grand maître opérationnel du géant pétrolier italien ENI (Ente Nazionale Idrocarburi), Claudio Descalzi, 60 ans, connaît déjà le continent comme sa poche. Après un passage en Libye, l’ingénieur milanais a été patron de la division exploration et production au Congo, puis au Nigeria, avant de prendre la direction, au début des années 2000, de la région Italie, Afrique et Moyen-Orient, la plus importante du groupe.

Nommé en mai 2014 à la tête de la compagnie avec l’approbation de Matteo Renzi, le président du Conseil (l’État italien détient autour de 30 % du capital d’ENI), à la suite de son mentor Paolo Scaroni, ce pur produit maison partage le pouvoir avec la présidente de son conseil d’administration Emma Marcegaglia, proche de Renzi et à la tête de la très puissante Confindustria (la Confédération générale de l’industrie italienne). Plutôt que de recevoir J.A. au siège de la compagnie, au sud de Rome, le dirigeant italien a répondu à nos questions dans son bureau discret mais confortable, installé dans une belle demeure du centre de la Ville Éternelle.

J A : La chute des cours du pétrole a durement frappé votre industrie. Comment se porte ENI dans cette conjoncture difficile ?
Claudio Descalzi : Heureusement, nous avions commencé à nous restructurer avant la baisse des prix. ENI s’est véritablement transformé entre 2011 et 2014 pour devenir un groupe pétrolier intégré. Alors que nous fonctionnions comme un conglomérat, organisé en divisions bien distinctes – pétrole, gaz, raffinage et marketing -, nous avons choisi d’abolir les frontières pour créer des synergies entre les divisions.

Désormais, notre direction exploration étudie les possibilités à la fois pour le pétrole et pour le gaz. Une seule direction technique développe des solutions pour l’ensemble de nos projets de production, et nous avons rassemblé nos divisions gaz et électricité en une même entité. Nos différents produits raffinés se trouvent tous dans une autre entité.

Nos activités de raffinerie et de gaz, qui perdaient de l’argent auparavant, sont revenues au point d’équilibre

Sur une plateforme de la compagnie, en Angola © ENI
Sur une plateforme de la compagnie, en Angola © ENI
Quels ont été les résultats de cette réorganisation ?
Elle a simplifié notre activité, et nous sommes devenus plus efficaces. Tout d’abord, nous avons réduit nos coûts de structure de quelque 100 millions de dollars [82,2 millions d’euros] l’année dernière. Ensuite, nous avons diminué le coût des projets de 2 milliards de dollars sur la période couverte par notre plan de transformation 2011-2014.

Nos activités de raffinerie et de gaz, qui perdaient de l’argent auparavant, sont revenues au point d’équilibre. Nous étions donc en ordre de marche dès mai 2014, soit près de six mois avant la chute des prix. Le lancement, en début d’année 2015, d’un nouveau plan stratégique qui nous emmènera jusqu’en 2018 renforcera à nouveau notre compétitivité.

Que représente actuellement l’Afrique pour votre groupe ?
L’Afrique est notre premier continent de production, avec 1 million de barils par jour et près de 3 millions de barils par jour gérés pour le compte de l’ensemble de nos partenaires. Cela fait de nous la première compagnie du continent !

Pourtant, votre concurrent Total revendique cette position de leader…
En Afrique, ils sont clairement derrière nous, avec environ 800 000 barils par jour. Nos découvertes africaines ont été cruciales ces cinq dernières années : au Mozambique, en Angola, au Ghana, au Gabon, au Congo et en Égypte. Nous y avons renforcé nos positions. D’autre part, nous avons un accès direct aux ressources algériennes et libyennes depuis l’Italie, grâce à nos gazoducs. Cela rend notre lien avec ces pays encore plus fort.

Vous avez annoncé, fin août, une découverte gazière majeure en Égypte dans le champ offshore Zohr, qui renfermerait l’équivalent de 5,5 milliards de barils de pétrole. Que signifie-t-elle pour vous ?
Cette découverte gazière est la plus importante jamais faite dans la Méditerranée, et la quatrième au monde ces dix dernières années. Être capable de trouver un tel gisement prouve que notre stratégie d’exploration est la bonne. En effet, nous avions décidé de fonder notre développement sur de nouvelles régions, comme au Mozambique, mais aussi autour de zones « mûres », comme l’Égypte, où nous produisons déjà et disposons de bonnes infrastructures, avec des gazoducs et des usines. Cela nous a permis de mettre au jour 15 milliards d’équivalents barils en huit ans,
ce qui est considérable !

Nous investissons aussi le secteur des énergies renouvelables avec la construction de champs photovoltaïques au Nigeria et au Congo-Brazzaville

ENI est très actif dans le secteur gazier, c’est une priorité pour vous ?
Le gaz est le carburant du futur, car il est plus respectueux de l’environnement et va permettre de faciliter l’accès à l’énergie en Afrique. Ce continent compte seulement pour 3 % de la consommation énergétique mondiale, alors que les Africains représentent plus de 16 % de la population du globe. C’est pourquoi, dans nos projets gaziers africains, nous attachons une grande importance à ce que la production soit destinée en totalité ou en partie à une consommation locale. ENI a également été l’un des premiers à lancer des programmes d’électrification en Égypte et en Libye, mais aussi au Nigeria, au Congo-Brazzaville et au Mozambique. Nous investissons aussi le secteur des énergies renouvelables avec la construction de champs photovoltaïques au Nigeria et au Congo-Brazzaville.

Ces nouveaux projets gaziers sont-ils économiquement viables malgré la chute des cours ?
Dans le cas de l’Égypte, le prix de vente du gaz n’est pas lié à l’évolution des cours du pétrole. En effet, dans ce pays, une grande partie de la production gazière présente et future est et sera destinée à la consommation locale, principalement pour la production d’électricité. Nous négocions donc des contrats avec le gouvernement pour un prix de production stable à long terme, ce qui le rend économiquement viable. Les prix du gaz négociés au Mozambique et au Nigeria sont davantage liés au prix du pétrole, mais ils sont fixes sur une période, ce qui reste une forme de protection contre de trop fortes fluctuations.

Vous êtes resté présent en Libye, malgré la situation politique chaotique. Quelle est votre analyse de la situation dans ce pays, en particulier pour votre industrie ?
Nous sommes en Libye depuis les années 1950 et y continuons l’extraction gazière. Le pays a été l’un des premiers à mettre en place des lois sur le contenu local et l’obligation de créer des coentreprises dans le secteur pétrolier et gazier. Ce qui nous protège, c’est avant tout que la quasi-totalité de nos employés soient libyens. De plus, nos champs gaziers sont en mer, donc dans des zones sûres. Nous avons rapatrié nos expatriés qui étaient à Tripoli, mais il en reste quelques-uns sur nos plateformes en mer.

Nous continuons le développement de notre grand projet Coral, situé sur un de nos blocs offshore, qui vise à la fabrication de gaz naturel sur une barge flottante

Qu’en est-il de vos projets gaziers au Mozambique, où les développements semblent se faire attendre ?
Nous continuons le développement de notre grand projet Coral, situé sur un de nos blocs offshore, qui vise à la fabrication de gaz naturel sur une barge flottante. Nous prévoyons une décision d’investissement en décembre 2015, avec un démarrage de la production en 2020. Les choses sont plus complexes pour notre projet Mamba, en coentreprise avec la junior américaine Anadarko. Nous devons créer des accords avec des acheteurs internationaux de gaz, et le contexte actuel n’aide pas. Une décision d’investissement sera prise en 2017.

Du côté pétrolier cette fois, espérez-vous que l’Angola sera le futur « Brésil africain », compte tenu de leurs géologies proches ?
Nous croyons aux champs présalifères angolais, nous en avons d’ailleurs déjà trouvé sur nos blocs. Certes, l’Angola avait atteint, en 2013, un pic à 2 millions de barils par jour et a légèrement reculé en 2014, mais je suis persuadé qu’il va à nouveau progresser. La partie ouest de notre bloc angolais 15/06 est déjà entrée en exploitation à la fin de l’année 2014. Ce projet doit atteindre prochainement les 100 000 barils par jour, et la montée en cadence se passe bien. Nous poursuivons notre exploration de la partie orientale du même bloc pour trouver du pétrole, mais aussi du gaz.

ENI en chiffres © J.A.
ENI en chiffres © J.A.
Que pensez-vous de l’évolution du secteur au sud du Sahara ?
Je crois beaucoup au potentiel de l’est du continent. Le Kenya, la Tanzanie et le Mozambique recèlent de véritables opportunités pour des projets gaziers. Ils bénéficient notamment d’une position géographiquement plus proche des principaux clients, désormais asiatiques. Depuis l’émergence de la production de gaz et de pétrole de schiste aux États-Unis et au Canada, plus aucun cargo issu de nos exploitations africaines ne prend la direction de l’Amérique. La côte occidentale reste attractive, mais les coûts de transport vers l’Asie y sont plus élevés que depuis l’est de l’Afrique.

Vos gisements pétrolifères africains restent-ils compétitifs en dépit de la baisse des cours ?
Les coûts d’exploitation du continent, en particulier en Afrique de l’Ouest, sont parmi les plus bas de la planète. Sans les projets africains, ENI n’aurait jamais atteint un coût moyen brut de 8 dollars le baril [hors taxes, coûts de structure et de transport] en 2014, et de 7,7 dollars le baril actuellement. Et même si les projets en offshore profond [à plus de 500 mètres sous la surface] en Afrique sont plus coûteux que cela, ils restent encore plus compétitifs que ceux d’Europe du Nord et du golfe du Mexique.

Le contenu local est un investissement nécessaire. La promotion de l’emploi et des fournisseurs locaux, ainsi que le transfert de technologies et de compétences sont de justes causes

Quel est l’impact de la conjoncture économique sur vos partenariats avec d’autres compagnies ?
Nous préférons mener notre exploration pétrolière et gazière tous seuls. Nous avons donc peu de coopérations avec des petites compagnies dans ce domaine. Mais nous collaborons avec la plupart des grandes majors du secteur : Shell, Exxon, Total, BP mais aussi Statoil et BG Group. En ce moment, le mot d’ordre est clairement la chasse aux coûts sur tous les projets que nous menons conjointement.

Certaines compagnies cherchent à renégocier une partie de leurs obligations de contenu local avec les États africains. Est-ce le cas d’ENI ?
Absolument pas ! Le contenu local est un investissement nécessaire. La promotion de l’emploi et des fournisseurs locaux, ainsi que le transfert de technologies et de compétences sont de justes causes. Certes, elles sont parfois coûteuses, mais elles apportent aux compagnies une plus grande stabilité, notamment quand les pays traversent des difficultés. Nous l’avons bien vu en Libye et en Égypte : pouvoir compter sur des infrastructures et un management locaux nous a permis de dépasser les crises et de tisser des liens plus forts avec ces pays.

Quelle est votre analyse de la conjoncture pétrolière mondiale ? Vous avez appelé à une « nouvelle régulation » des marchés pétroliers.
Auparavant, nous ne disposions que d’une source principale d’approvisionnement en pétrole et en gaz, gérée par l’Opep, elle-même dominée par l’Arabie saoudite. Les pays du Golfe pouvaient faire la pluie et le beau temps sur le marché. Depuis quelques années, nous avons une nouvelle source d’approvisionnement : le gaz et le pétrole de schiste venu des États-Unis et du Canada, dont la production a ajouté près de 1 million de barils par jour ces cinq dernières années. L’Opep ne peut plus réguler les fluctuations des cours du brut. J’ai appelé à une meilleure entente entre les grands producteurs.

Avez-vous été entendu ?
En janvier, la Russie a souhaité discuter de nouveau avec l’Opep, ce qui est de bon augure. Avec des cours très bas, autour de 50 dollars le baril, les compagnies, contrairement à ENI, diminuent leurs dépenses, gèlent ou annulent des projets. Ce qui signifie que d’ici à trois ans, compte tenu de la croissance de la demande, nous serons à nouveau dans une situation de pénurie, notamment en Asie. En 2017 ou en 2018, nous risquons à nouveau de flirter avec les 90 dollars le baril. Les pics et les crashs des prix pétroliers ne sont bons ni pour les producteurs ni pour les consommateurs.

Source www.jeuneafrique.com

Par Christophe Le Bec
Rédigé le Mardi 3 Novembre 2015 à 07:57 | Lu 728 fois | 0 commentaire(s)






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