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Cet article est issu du dossier «Pétrole et gaz : un potentiel à l'état brut»

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Energie

Raffineries : l’Afrique doit rattraper son retard

La Société africaine de raffinage, à Mbao, au Sénégal.

La Société africaine de raffinage, à Mbao, au Sénégal. © Youri Lenquette pour JA

Les récentes révélations sur la piètre qualité des carburants exportés en Afrique par les sociétés de négoce suisses ont remis au cœur du débat la question des raffineries sur le continent.

Alors que l’Afrique regorge de pétrole – plus de 8 millions de barils extraits chaque jour en 2015, soit 9,1 % de la production mondiale –, elle en raffine trop peu : moins de la moitié.

Et ses capacités installées, qui s’établissent à 3,6 millions de barils par jour (b/j), ne sont utilisées qu’à 60 % ; un taux, parmi les plus bas du monde, dû à un manque de maintenance et d’investissements, à l’origine de nombreuses pannes et d’arrêts imprévus.

Un faible niveau de production

Mais, même en imaginant qu’elles puissent tourner à plein régime, les raffineries africaines seraient encore bien loin de répondre à une demande continentale qui s’établit à 3,8 millions de b/j, d’après les données publiées en juin par la BP Statistical Review of World Energy. Comble du paradoxe, le Nigeria : premier producteur africain, le pays importe depuis 2012 les trois quarts de son pétrole, après la mise en sommeil de trois de ses quatre raffineries, dont la maintenance avait longtemps été laissée en souffrance. Elles ont été réactivées en juillet 2015, mais ne fonctionnent qu’entre 60 % et 80 % de leurs capacités (jusqu’à 210 000 b/j).

Cette situation globale affaiblit considérablement l’or noir africain sur son propre terrain. « On voit arriver sur les côtes du continent des produits finis d’Asie et du Golfe, expédiés à très bas coûts », s’émeut l’économiste français Jean-Pierre Favennec, président de l’Association pour le développement de l’énergie en Afrique (Adea).

La faute en revient principalement à la petite taille et aux capacités insuffisantes de ces unités de production. « Nées dans les années 1960 dans le sillage des indépendances, la Société africaine de raffinage [SAR, au Sénégal] ou la Société ivoirienne de raffinage [SIR], maintenant vieillissantes, étaient adaptées à de petits marchés et à de faibles besoins », rappelle Jean-Pierre Favennec. Si la plus grande raffinerie du continent, à Skikda, en Algérie, traite 323 000 b/j, ce ne sont qu’entre 20 000 et 50 000 b/j qui sont produits en moyenne dans chaque raffinerie subsaharienne.

Soit 35 fois moins que la plus grosse raffinerie du monde, celle de Jamnagar, en Inde, qui traite jusqu’à 1,2 million de b/j (pour un marché certes plus important), tandis que la raffinerie géante de Jubail, en Arabie saoudite, peut voir passer 400 000 b/j. Plus performantes, ces dernières bénéficient d’intrants moins coûteux en s’approvisionnant au plus près des lieux de production du brut.

« Une raffinerie idéale, aujourd’hui, ferait au moins 20 millions de barils par an et serait située à proximité immédiate d’un champ de production et d’un centre de consommation », dessine Joël Dervain, secrétaire exécutif de l’Association des raffineurs africains (ARA) et ancien directeur général de la SIR.

DR

Samir - Maroc © DR

Pas assez de produits blancs

Dans un contexte international qui tend plutôt à la rationalisation (Total prévoyait l’année dernière la fermeture de 20 à 30 raffineries, d’ici à 2035, sur les 79 existantes en Europe), difficile pour l’Afrique de riposter. « La tendance actuelle dans le monde est à la réduction du nombre de raffineries et à une augmentation des capacités de raffinage : c’est-à-dire à des sites de plus en plus gros et à des plateformes intégrées qui permettent des économies d’échelle », explique Séri Gogoua, analyste financier et ingénieur dans l’industrie du raffinage.

Ces plateformes intégrées, qui créent une convergence avec les activités pétrochimiques, offrent d’autres débouchés aux produits pétroliers, notamment en produisant des matières plastiques, et permettent au raffineur de profiter de la marge dans les deux types d’industrie.

C’est ce saut vers la pétrochimie que les raffineries africaines n’arrivent pas à réaliser. Leurs installations demeurent de facture très simple, de type hydroskimming : elles sont seulement capables de transformer le pétrole en essence ou en fioul et permettent rarement de sortir des produits à forte valeur ajoutée ou de valoriser des produits lourds en produits légers. Bref, elles produisent trop de lourd et pas assez de léger…

« Sur 100 tonnes de brut, une raffinerie africaine sort 60 % de produits blancs [essence, kérosène, butane], 35 % de fioul et 5 % de déchets, quand une raffinerie sophistiquée parvient à produire 80 % de produits blancs, lesquels se vendent beaucoup plus cher que le fioul, détaille Joël Dervain. Plus une raffinerie transforme de blanc, plus elle devient rentable. »

S’adapter au prix du marché

« Faire plus de léger avec une moindre teneur en soufre dans les produits, en passant de 500 à 10 particules par million [la norme européenne], cela revient d’autant plus cher que la raffinerie est petite, estime Jean-Pierre Favennec. Le prix ne pourrait pas se répercuter sur les consommateurs, qui n’auraient pas les moyens de couvrir de telles sommes. »

Même si, fait valoir Séri Gogoua, « le brut africain léger, qui est de bonne qualité et facile à raffiner, ne réclame pas autant d’investissements que le brut lourd de l’Orénoque [Venezuela], que le brut soufré du Golfe ou que les sables bitumineux du Canada pour être traité ».

Des investissements constants seraient nécessaires pour s’adapter aux évolutions du marché. Ils se chiffrent à plusieurs milliards d’euros, que les raffineurs africains seraient bien incapables de mobiliser. Car les raffineries souffrent déjà de graves problèmes de trésorerie, liés moins à leur gestion qu’à des raisons dépendantes des pouvoirs publics.

« Le prix du carburant est souvent subventionné et le prix du butane plafonné. Il arrive aussi que les sociétés de production d’électricité ne paient pas leurs factures d’achat de fioul, comme la Senelec avec la SAR, au Sénégal », commente Séri Gogoua. Dans ces conditions, difficile pour les raffineurs de dégager du cash, de rentrer dans leurs frais et, surtout, d’acheter du pétrole à raffiner – même si la chute des cours leur a permis d’en acheter en plus grande quantité.

« Le raffinage est très exposé aux prix du marché, se retrouvant coincé entre le prix du brut, très volatil et très spéculatif, et celui du produit fini, en fonction de l’offre et de la demande, observe Joël Dervain. La différence entre les deux prix, qui constitue la marge, peut fondre comme neige au soleil en fonction des événements [en Côte d’Ivoire dans les années 2000, en Libye depuis 2011 et désormais au Gabon], ce qui peut rendre les investissements très aléatoires. Historiquement, pour les majors du pétrole, le raffinage a toujours été le maillon le moins rentable de la chaîne pétrolière. » Les raffineries doivent ainsi bien souvent leur salut à l’État, actionnaire majoritaire qui compense les dépenses, plus qu’au marché.

N’ayant pu surmonter la concurrence et s’adapter, certaines ont néanmoins dû fermer, notamment au Soudan, au Mozambique, au Zimbabwe, en Tanzanie, au Kenya ou, dernier exemple en date, au Maroc avec la Samir, à Mohammedia. Ce contexte n’incite pas les majors pétrolières à construire de grandes unités sur le continent. Le coût de construction, estimé entre 4 milliards et 15 milliards de dollars (de 3,5 milliards à 13,5 milliards d’euros), est un frein définitif, alors que toutes font des économies pour absorber la chute du baril depuis deux ans.

Néanmoins, c’est peut-être du continent que viendra la solution. À Lekki, près de Lagos, l’homme d’affaires nigérian Aliko Dangote a lancé en 2013 le chantier d’une mégaraffinerie évaluée à 12 milliards de dollars et qui devrait ouvrir d’ici à 2019. Elle devrait transformer 650 000 b/j et résoudrait le problème de la rentabilité en intégrant à son processus des activités de pétrochimie et en s’adressant prioritairement au marché local. Ce cas fait cependant figure d’exception, car, sur la centaine de projets de construction annoncés depuis dix ans au sud du Sahara, très rares sont ceux qui ont abouti.

Faute de gros acteurs internationaux, il revient donc aux États d’engager d’immenses investissements dans des unités de conversion et de désulfuration pour sauver leurs raffineries de la fermeture.

Des infrastructures qui chambouleraient le marché, avec des conséquences bénéfiques pour le continent, imagine Séri Gogoua : « Il y aurait moins de pétrole africain sur les marchés internationaux et plus pour la consommation locale. Et puisqu’ils transformeraient davantage leur brut, les États pourraient renégocier avec les compagnies leur contrat dans l’amont pétrolier, ce qui augmenterait la part qu’ils en reçoivent. »


La Samir, coulée par ses dettes

Liquidée en juin, la Société anonyme marocaine de l’industrie du raffinage (Samir) ne verra pas de sitôt sortir du pétrole de sa raffinerie de Mohammedia. Croulant sous 44 milliards de dirhams de dettes (environ 4 milliards d’euros), la structure, qui appartient au milliardaire saoudien Mohamed Al Amoudi, avait été sommée de stopper ses activités en août 2015. Un sursis lui a été octroyé jusqu’à fin décembre 2016 pour trouver un repreneur. Ses capacités de raffinage s’établissent à 200 000 barils par jour.

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