Trésor-Info - Publications de la direction générale du Trésor - hydrocarbures

Brèves économiques de Tunisie et de Libye – Semaine du 5 au 9 janvier 2026

2026-01-09T00:00:00+01:00

Tunsisie

La BCT abaisse son taux directeur de 50 pdb à 7%
L’inflation annuelle moyenne ralentit à +5,3% en 2025
La Tunisie affiche le taux de pression fiscale le plus élevé d’Afrique en 2023 selon l'OCDE, avec 34% du PIB
Accords commerciaux euro-méditerranéens : la Tunisie adapte son cadre juridique pour préserver ses préférences tarifaires
Le CMF adopte une stratégie LBC/FT alignée sur les standards du GAFI pour 2026
Rupture par le syndicat des pharmaciens de son accord avec la Caisse nationale d’assurance maladie

Libye

L’État a enregistré un excédent budgétaire d’environ 1,2 Md USD en 2024 selon le Bureau d'Audit
Publication par la NOC des chiffres de la production nationale d’hydrocarbures pour l’année 2025

Brèves économiques de Tunisie et de Libye – Semaine du 01 septembre au 05 septembre 2025

2025-09-05T00:00:00+02:00

Tunisie

Relations tuniso-algériennes : le président tunisien en visite à Alger
Le déficit de la balance énergétique se réduit de 7% au 1^er semestre 2025, sous l’effet d’une baisse des cours mondiaux et d’une appréciation du dinar
Hausse des IDE en Tunisie au 1^er semestre 2025
Le Conseil national de l’Ordre des pharmaciens de Tunisie alerte sur la pénurie de certains médicaments

Libye

Reprise de la desserte de l’aéroport international de Misrata par Turkish Airlines
Face aux craintes de pénurie de carburant en Tripolitaine, les autorités assurent avoir la situation en main

Huitième édition du salon EGYPES au Caire : le gaz au cœur des enjeux énergétiques

2025-08-27T00:00:00+02:00

Une dizaine d’accords ont été signés en marge du salon, portant sur le développement des énergies renouvelables, les infrastructures de recharge de véhicules électriques, l’efficacité énergétique et de nouveaux projets dans les hydrocarbures.

Ces accords sont principalement portés par des groupes égyptiens parfois en partenariat avec des entreprises internationales (chinoises, saoudiennes, italiennes et allemandes). Un partenariat a également été conclu avec le ministère grec de l’Environnement. Le temps fort du salon a été la signature d’un accord-cadre entre l’Égypte et Chypre, en partenariat avec TotalEnergies et ENI, en présence des présidents égyptien et chypriote. S’inscrivant dans la continuité du sommet tripartite Égypte-Grèce-Chypre de décembre 2024, cet accord établit les principes commerciaux du transfert du gaz extrait du champ offshore Cronos vers les infrastructures de liquéfaction égyptiennes. La Chine, les pays du Golfe, les États-Unis et l’Italie comptaient parmi les délégations les plus représentées, avec également une présence française notable.

Les interventions de six ministres[1] ont permis au gouvernement d’affirmer ses ambitions énergétiques et de souligner le succès de la coordination interministérielle.

Le ministre du Pétrole, Karim Badawi, a mis en avant les opportunités proposées par l’Égypte dans le cadre de projets gaziers (forage de 151 puits en six mois, appel d’offres en cours pour 12 blocs d’exploration en Méditerranée et dans le Delta, etc.). La collaboration entre les ministères du Pétrole et de l’Électricité a été mise en avant, ces derniers se félicitant d’avoir mis fin ensemble aux délestages estivaux. Le ministre de l’Électricité a insisté sur l’enjeu stratégique de l’intégration au réseau des 22 GW d’énergies renouvelables en développement, un point également souligné par le ministre des Finances. Ce dernier a d’ailleurs été le seul à évoquer les défis persistants du secteur, sans toutefois mentionner la dépendance du pays aux importations de GNL depuis l’été.

La conférence a également été l’occasion pour de nombreux acteurs du secteur privé de mettre en avant l’avantage compétitif de l’Égypte dans le secteur énergétique.

L’Égypte est perçue comme un hub énergétique attractif grâce à son faible coût de rachat de l’électricité, qui séduit les industriels. La priorité sera désormais d’obtenir des certifications vertes pour sécuriser les exportations, et de développer un cadre réglementaire adapté, essentiel pour attirer des financements privés. Les panelistes ont également appelé l’Égypte à capitaliser sur son positionnement géographique pour renforcer ses liens avec l’Europe, marché stratégique. Toutefois, si la transition énergétique a été abordée, les discussions ont été dominées par les enjeux hydrocarbures.

[1] M. Karim Badawi, Ministre du Pétrole et des Ressources Minisères ; M. Ahmed Kouchouk, Ministre des Finances, M. Mahmoud Esmatt, Ministre de l’Électricité et des Énergies Renouvelables ; Mme Yasmine Fouad, Ministre de l’Environnement ; M. Mohamed Shimi, ministre des Entreprises publiques ainsi que M. Hassan El Kahtib, Ministre de l’Investissement.

Lumières turquoises T2 2025

2025-08-01T00:00:00+02:00

Ce numéro des Lumières turquoises revient sur plusieurs faits marquants des économies de la Turquie et de l’Azerbaïdjan.

Au premier semestre 2025, la croissance turque a marqué le pas, reflet du durcissement des conditions financières, tandis que l’inflation reste élevée et que les équilibres budgétaires et extérieurs demeurent précaires, dans un contexte où les tensions politiques internes ont été sanctionnées par les marchés fina-nciers (p.2.). En 2024, la balance des paiements de la Turquie a connu des évolutions favorables, avec une réduction du déficit courant. Toutefois, ce déficit est resté majoritairement financé par des flux de portefeuille - par nature volatils - tandis que les IDE, bien qu'en légère progression, sont restés modestes en raison de la fragilité des fondamentaux macroéconomiques (p.7.). Au niveau sectoriel, la Turquie dispose d’un écosystème startup dynamique, nécessitant toutefois des investissements à long terme (p.12.).

En Azerbaïdjan, la croissance a été vigoureuse en 2024, malgré une réduction du compte courant et une augmentation du déficit budgétaire, les autorités témoignant par ailleurs d’une volonté de diversification de l’économie (p.14.). Enfin, le secteur des hydrocarbures azerbaïdjanais, confronté à un déclin de la production pétrolière dû à l’épuisement progressif des ressources, bénéficie néanmoins d’une hausse continue de la production de gaz naturel, alors que le pays cherche à valoriser sa position stratégique sur le Corridor médian (p.16.).

Bonne lecture !

Actualités sectorielles du 5 au 31 juillet 2024

2024-07-31T00:00:00+02:00

Énergie

L’Inde va financer des infrastructures de transport de biogaz pour faciliter son injection sur les réseaux urbains de gaz naturel.
L’Inde renforce ses efforts pour développer la production locale d’hydrocarbures.
L’Inde poursuit sa stratégie volontariste sur les minéraux critiques, essentiels pour sa transition énergétique.

Transports

Le gouvernement indien annonce la création d’un centre de réflexion rassemblant l’ensemble des acteurs de l’industrie maritime indienne.
Indian Railways investit 5,2 M USD dans des startups pour améliorer ses services ferroviaires.

Ville

Bangalore lance son futur plan climat mais se heurte à des problèmes de gouvernance.
La Cour suprême condamne certains états fédérés indiens, notamment Delhi, pour les postes vacants dans les commissions antipollution.

Environnement

Le cabinet du Premier ministre indien approuve la signature du Traité international pour la protection de la haute mer et de la biodiversité marine (BBNJ).
Delhi va largement améliorer son système de prévisions météorologiques.
Le partage des ressources en eau en Asie du Sud face au changement climatique.

Numérique

Le secteur public a de plus en plus recours à sa plateforme numérique pour la commande publique.
L’Inde rejoint des pays de l’ASEAN dans un programme de la Banque des règlements internationaux pour diminuer les freins aux paiements transfrontaliers.
Le ministère de l’Electronique et des Technologies de l’Information (MeitY) attribue un budget de 66 M USD pour la mission IndiaAI sur l’année fiscale 2024-2025.
Selon l’Economic Survey 2023-24, le développement de l’IA pourrait avoir des impacts négatifs pour le marché de l’emploi indien.

Bulletin économique d’Afrique de l’Ouest - T1 2024

2024-04-16T00:00:00+02:00

Une nouvelle publication présentant des analyses de fonds sur les enjeux économiques et financiers de l’Afrique de l’Ouest

Les services économiques régionaux d’Abidjan et d’Abuja ont le plaisir de vous présenter le premier Bulletin économique de l’Afrique de l’Ouest. Il nous a semblé souhaitable de proposer cette nouvelle publication pour répondre à plusieurs enjeux bien identifiés. Il s'agit d'abord d'offrir une perspective d’ensemble, au niveau de la sous-région Afrique de l’Ouest, sur les enjeux économiques et financiers que nous observons. En effet l’actualité démontre chaque jour un peu plus combien les économies l’Afrique de l’Ouest anglophone et francophone sont liées. Certes chaque ensemble garde des spécificités fortes : l’Afrique de l’Ouest francophone recouvre notamment la zone CFA, les marchés des pays anglophones et francophones conservent leurs propres dynamiques et environnements des affaires, et l’on pourrait dire aussi que le Nigéria constitue un ensemble en lui-même. Toutefois il apparaît clairement que le rôle de la CEDEAO, la construction d’infrastructures régionales, mais aussi la proximité des modèles et des défis économiques nous appelle à porter l’analyse à l’échelle de la sous-région. Ensuite, il nous paraît également utile de partager avec vous certains de nos travaux de fonds. Au-delà des brèves que nous diffusons chaque semaine sur les actualités économiques de la sous-région, ce bulletin économique trimestriel fournira des analyses approfondies des enjeux économiques tels que nous les percevons.

Dans ce premier numéro nous présentons ainsi plusieurs de nos analyses d’intérêt régional. Nous revenons sur les impacts macroéconomiques de la crise politique qui affecte le Sahel depuis maintenant plusieurs années, en nous attardant en particulier le faible impact économique des sanctions mises en place par la CEDEAO jusqu’en mars. Nous proposons aussi une analyse des modèles énergétiques des pays de la sous-région, ainsi qu’un point de situation sur le développement des marchés carbone en Afrique de l’Ouest. A côté de ces articles transversaux, nous proposons également des analyses de fonds par pays, traitant notamment des commerces bilatéraux, des environnements macroéconomiques et des évolutions sectorielles.

Bien entendu le format de cette publication pourra être amené à évoluer en fonction de l’actualité, mais aussi des retours que vous pourrez nous faire. Nous espérons aussi qu’il trouve toute sa place parmi les publications qui contribuent à une meilleure connaissance des opportunités et des défis de l’Afrique de l’Ouest pour les entreprises françaises. Nous espérons que ce Bulletin économique de l’Afrique de l’Ouest contribue aussi à alimenter les échanges entre nos services et vous-mêmes, et avec tous les acteurs impliqués dans la relation économique de la France avec cette région.

Daniel GALLISSAIRES

Chef du Service économique régional d’Abidjan

daniel.gallissaires@dgtresor.gouv.fr

Florent MANGIN

Chef du Service économique régional
d’Abuja

florent.mangin@dgtresor.gouv.fr

Sommaire

AFRIQUE DE L’OUEST

CEDEAO : la faible intégration régionale a limité les conséquences de la crise sahélienne sur les économies des pays membres.

Le commerce bilatéral entre la France et l’UEMOA en 2023

Quel modèle énergétique pour les pays d’Afrique de l’Ouest ?

Le projet de marché carbone régional standardisé de la CEDEAO : défis et opportunités

Projet d’autoroute Abidjan – Lagos

NIGERIA

Face à la chute du naira et à l’inflation, la CBN prend une posture plus agressive pour stabiliser la situation macroéconomique.

Le secteur de la santé au Nigéria

TOGO

Le Togo, pionnier de l’économie maritime du Golfe de Guinée

SENEGAL

Dakar inaugure le premier « Bus Rapid Transit » (BRT) 100 % électrique, l’entreprise française Meridiam concessionnaire pour 15 ans.

Le secteur des hydrocarbures au Sénégal

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°504

2023-09-01T00:00:00+02:00

Actualité régionale : Vista bank conclut l’accord de rachat du d’Oragroup
Bénin : 8,6 M EUR du PNUE et du FEM pour la préservation des forêts
Burkina Faso : dénonciation de la convention fiscale avec la France
Cap-Vert : conjoncture économique moins favorable au 2ème trimestre 2023
Côte d'Ivoire : démarrage de la production d’hydrocarbures du champ Baleine
Guinée : signature des accords relatifs au développement des infrastructures dans le cadre du projet Simandou
Libéria : la banque centrale augmente son taux directeur de 250 pdb à 20%
Mali : 47% de la population a moins de 15 ans
Mauritanie : lancement d’un appel d’offres pour la mise en place du second câble sous-marin
Niger : flambée des prix des produits de grande consommation
Sénégal : 50 M EUR de l’AFC pour le projet pétrolier Sangomar
Sierra Leone : inflation à +45% en g.a. en juillet 2023
Togo : l’Etat acquiert 14% du capital d’Asky Airlines

La stratégie d’investissement nationale d’Aramco

2023-07-06T00:00:00+02:00

1. Données et prévisions

En 2022, la production de pétrole brut de Saudi Aramco, première compagnie pétrolière au niveau mondial en termes de capitalisation, a atteint 10,57 millions de barils par jour (Mb/j) en moyenne annuelle, dépassant le niveau record précédent de 2016 (10,36 Mb/j). La production a augmenté de 15% par rapport à 2021 (9,2 Mb/j). La consommation domestique de pétrole brut s’est élevée à 3,51 Mb/j en moyenne annuelle et les exportations ont atteint 7,06 Mb/j. Ainsi, Saudi Aramco a enregistré un bénéfice net record de 161 Md USD en 2022 contre 110 Md USD en 2021, soit une très forte hausse de 46 % sur un an, assignable à l’augmentation des prix de l'énergie, à l'augmentation des volumes vendus et à l'amélioration des marges pour les produits raffinés.

Sur l’amont (exploration et production), Saudi Aramco prévoit de porter la capacité maximale durable de production de pétrole brut à 13 M de barils par jour d'ici 2027 et d'augmenter la production de gaz, qui s’élevait à 18 Md de pieds cubes par jours en 2022, de plus de 50% d'ici 2030. L’évolution du mix énergétique de l’Arabie saoudite prévoit une part majeure de la production d’électricité par les centrales alimentées au gaz à horizon 2030, en substitution aux combustibles pétroliers. Le déploiement de l’utilisation du gaz permettra au pays de réserver son pétrole à l’exportation, à la pétrochimie et la production de carburants pour l’économie nationale. Dans le secteur aval (raffinage et pétrochimie), la société prévoit d'augmenter sa capacité de transformation des liquides en produits chimiques pour atteindre 4 M de barils par jour.

Pour y parvenir, les dépenses d'investissement de Saudi Aramco se sont élevées à 37,6 Md USD en 2022, en augmentation de 18,0 % par rapport à 2021. Pour 2023, la compagnie pétrolière prévoit des dépenses d'investissement entre 45 à 55 Md USD. Cette trajectoire devrait être soutenue jusqu'en 2025.

2. Des investissements soutenus dans les secteurs d’activité traditionnels de l’entreprise

Pour atteindre son objectif de production de 13 M de barils par jour d’ici 2027, Aramco a lancé une vaste campagne d’expansion et d’augmentation de la capacité de production de ses principaux champs pétroliers. C’est notamment le cas du champ de Zuluf dont la capacité de production devrait augmenter de 600 000 bpj d’ici 2026. Annoncé en janvier 2018, les travaux d’expansion sont toujours en cours et en janvier 2022, Aramco avait accordé plusieurs contrats d’une valeur de 4,5 M USD pour poursuivre le projet. En juillet 2019, Aramco avait annoncé le début des travaux d’expansion du champ pétrolier de Marjan. Avec un budget total de 21 Md USD, le projet vise à augmenter la capacité de production du champ de 300 000 bpj ainsi qu’à produire 360 000 bpj d’éthane et de gaz naturel liquéfié. Dans le même temps, Aramco avait annoncé vouloir étendre le champ pétrolier de Berri pour un montant de 6 Md USD. L’entreprise souhaite en doubler la capacité de production pour atteindre un total de 500 000 bpj. Enfin, Saudi Aramco a entamé un plan d’expansion du champ pétrolier de Safaniyah, le plus grand au monde, d’une capacité de production de 1,2 M bpj et qui devrait augmenter de 700 000 bpj d’ici 2027. Les contrats relatifs aux travaux d’expansion sont en cours d’attribution.

Saudi Aramco investit également dans ses activités gazières avec notamment le projet d’expansion de l’usine de traitement de gaz de Hawiyah. Celle-ci devrait pouvoir traiter 1 070 M de pieds cubes supplémentaires de gaz par jour et devrait être opérationnelle cette année. En décembre 2022, le géant saoudien a annoncé un ambitieux projet de développement du gisement de gaz non-conventionnel de Jafurah. Le gisement contiendrait environ 200 000 Md de pieds cubes de gaz naturel, ce qui en fait le plus grand champ de gaz naturel du pays. Le projet, d’une valeur de 110 Md USD devrait atteindre sa pleine capacité en 2030 avec une production initiale prévue pour 2025.

Enfin, Aramco a investi dans le traitement des hydrocarbures avec d’importants projets pétrochimiques. En décembre 2022, Aramco et TotalEnergies ont pris la décision finale d’investissement pour la construction d’un site pétrochimique de taille mondiale à Jubail, en Arabie Saoudite. Le complexe, nommé « Amiral », détenu et opéré à terme par la raffinerie de SATORP, sera intégré au site existant. Le projet représente un investissement d’environ 11 milliards de dollars, dont 4 milliards de dollars financés sur fonds propres par Aramco (62,5 %) et TotalEnergies (37,5 %). Le chantier doit commencer en 2023 et le démarrage des opérations commerciales est prévu pour 2027. Le complexe dans son ensemble, avec les sites développés en aval, devrait créer 7 000 emplois locaux, directs et indirects. Ce site pétrochimique permettra à la raffinerie SATORP de traiter les gaz et le naphta qu’elle produit, ainsi que de l’éthane et de l’essence naturelle que lui fournira Aramco. Le complexe comprendra un vapocraqueur sur charges mixtes d’une capacité de production d’1,65 million de tonnes d’éthylène par an, premier à être intégré à une raffinerie dans la région, et aura également deux unités de production de polyéthylène (500 000 T/an), une unité d’extraction du butadiène et plusieurs autres unités de production de produits dérivés. Les contrats d’ingénierie et de construction ont été attribués en juin 2023 au cours d’une cérémonie conjointe entre Aramco et TotalEnergies, marquant le début des travaux.

3. De nouveaux investissements au service de la diversification économique du pays

Au-delà du développement de ses secteurs d’activité traditionnels, Aramco a entamé une stratégie d’investissement en faveur de la diversification économique d’une part et de la transition énergétique d’autre part.

En 2021, l’entreprise saoudienne a lancé le programme Namaat, « croissance collective » en arabe, axé sur les partenariats d’investissement industriel et le renforcement des capacités afin de soutenir la diversification économique de l’Arabie saoudite. Il a pour objectif de favoriser l’établissement de nouvelles entreprises et industries dans le Royaume. Le programme se concentre sur 5 principaux secteurs : le développement durable, le numérique, les industries, la fabrication et l’innovation sociale. En deux ans, cette initiative a contribué à la création de 31 entreprises locales et internationales dont la valeur totale est estimée à près de 25 Md USD. En 2022, Namaat avait annoncé avoir atteint un total de 55 investissements avec la signature de 22 nouveaux MoU dont un signé entre Aramco et le consortium mené par l’entreprise française Accenture avec Al Gihaz Holding (KSA) et Impulse Partners (France) portant sur la création et l’exploitation de Spark Digital Center, un campus dédié à l’innovation numérique dans le secteur de l’énergie.

En octobre 2022, Aramco a créé un fonds de développement durable de 1,5 Md USD pour investir dans les technologies en faveur de la transition énergétique. Le fonds prévoit d'investir dans des technologies qui soutiennent l'ambition annoncée par la société de réduire à zéro les émissions de gaz à effet de serre en 2050 (Scope1 et Scope2) dans ses actifs opérationnels détenus en totalité, ainsi que le développement de nouveaux carburants à faible teneur en carbone. L’entreprise cherche par ailleurs à prendre de l’avance sur la stratégie nationale, le pays s’étant engagé à atteindre la neutralité carbone en 2060.

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°497

2023-06-26T00:00:00+02:00

Actualité régionale : 4 pays d’Afrique de l’ouest rejoignent le projet de gazoduc Nigeria-Maroc
Bénin : 46 M EUR de subventions pour la campagne cotonnière 2023-2024
Burkina Faso : la production cotonnière de la campagne 2022-2023 en recul de 22%
Cap-Vert : les transferts reçus des migrants s’élèvent à 375 M USD en 2022
Côte d'Ivoire : signature de 5 contrats de partage de production d’hydrocarbures
Guinée : le Premier ministre inaugure la route Coyah-Farmoriah-Sierra Leone
Libéria : don de 8,8 M EUR de la France en soutien aux populations vulnérables
Mali : 19 projets recensés dans les secteurs des mines et de l’énergie pour l’année 2022
Mauritanie : signature d’un accord portant sur le gaz avec l’égyptien Taqa Arabia
Niger : plus de 45 M EUR de la BOAD pour améliorer la mobilité à Niamey
Sénégal : un rapport de la Banque mondiale appelle à la consolidation budgétaire
Togo : un nouveau plan stratégique pour conforter les exportations de soja bio vers l'Europe

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°494

2023-06-02T00:00:00+02:00

Actualité régionale : les pays d’Afrique de l’ouest et du Sahel réaffirment leur engagement à améliorer l’accès aux engrais
Bénin : hausse des prix de l’essence de contrebande en provenance du Nigéria
Burkina Faso : adoption de l’Initiative présidentielle pour la production agricole 2023-2024
Cap-Vert : 10 M EUR pour un projet pilote de production d’eau pour l’agriculture
Côte d'Ivoire : la production industrielle en hausse de 4,7% en g.a au 1er trimestre 2023
Gambie : la Banque centrale relève son taux directeur de 200 pdb à 16%
Guinée : des groupes miniers s’engagent pour l’emploi local et la formation
Guinée-Bissau : accord au niveau des services du FMI au titre de la 2ème revue FEC
Mali : le FMI a effectué des consultations au titre de l’article IV
Niger : signature d’accords avec SINOPEC pour l’exploitation d’hydrocarbures
Sénégal : le gouvernement envisage d’augmenter la subvention à l’importation de taureaux géniteurs
Togo : ATOS et IDEMIA réaliseront le système national d’identification biométrique

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°490

2023-05-08T00:00:00+02:00

Actualité régionale : Hausse de l’insécurité alimentaire dans le Sahel et le Golfe de Guinée, malgré une campagne agricole en amélioration
Bénin : Adoption du document de programmation budgétaire et économique 2024-2026
Burkina Faso : Liz Aviation effectue son premier vol
Cap-Vert : Tenue à Boa Vista d’une conférence internationale des partenaires
Côte d'Ivoire : Hausse de la production d’hydrocarbures en 2022
Guinée : Instauration d’un prix de référence applicable à la vente de bauxite
Mauritanie : Aura Energy lève 6,1 M EUR pour financer l’exploitation du projet d’uranium Tiris
Niger : Plus d’un quart des travaux du barrage de Kandadji exécutés
Sénégal : Les mesures d’atténuation de la vie chère évaluées à 1,8 Md EUR pour la période 2022-2023
Sierra Leone : Accord au niveau des services du FMI pour la conclusion des 6e et 7e revues FEC
Togo : 5 M USD de la BAfD pour les études de faisabilité du projet de 20 000 logements à coût abordable

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°467

2022-11-10T00:00:00+01:00

Actualité régionale : La BIDC procède à l'augmentation de son capital à hauteur de 3,5 Mds USD
Bénin : La compagnie aérienne Corsair effectue son vol inaugural sur Cotonou
Burkina Faso : Le pays sera retiré de l'AGOA au 1er janvier 2023
Côte d'Ivoire : Hausse de la production industrielle de 6,6% en g.a. en août 2022
Gambie : Le taux de pauvreté estimé à 53,4% de la population en 2020 selon la Banque mondiale
Guinée : L'or représente plus de 50% des exportations en juillet 2022
Mali : Les recettes domestiques et les dons en baisse à fin septembre 2022
Mauritanie : La 1ère phase du projet GTA achevée à 85% selon Kosmos Energy
Niger : Appui du Luxembourg de 3 M EUR pour la sécurité alimentaire
Sénégal : L'AFD attribue une enveloppe de 75 M EUR en soutien au secteur de l’électricité et aux JOJ de Dakar 2026
Togo : Le port de Lomé 1er port d'Afrique de l'Ouest en termes de trafic de conteneurs en 2021

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°463

2022-10-14T00:00:00+02:00

Zoom sur.. le rapport Africa’s Pulse d’octobre 2022, de la Banque mondiale
Actualité régionale : 8 pays d'Afrique de l'Ouest auraient besoin d'une aide alimentaire extérieure
Bénin : Le budget rectificatif 2022 en hausse de 16,3% par rapport au budget initial
Burkina Faso : La nouvelle Transition décline ses priorités
Cap-Vert : 25 M EUR pour maintenir la compagnie aérienne nationale
Côte d'Ivoire : Déficit commercial de 178 M EUR sur les 8 premiers mois de 2022
Gambie : Le taux de croissance devrait s'établir à 4,5% en 2022 selon le FMI
Guinée : Présentation du Plan de relance économique, d’un coût de 243 M USD
Mauritanie : Signature d’un contrat d’exploration avec BP pour le champ Bir Allah
Niger : Le budget 2023 de l'Etat en hausse de 3,9% par rapport au budget révisé 2022
Sénégal : Une somme de 775 M EUR nécessaire pour le projet de hub minier régional
Togo : La BID aurait octroyé 20 M EUR pour améliorer la desserte en eau dans 4 villes

Brèves économiques régionales d’Afrique de l’Ouest (hors Nigéria-Ghana) n°441

2022-04-15T00:00:00+02:00

Zoom : Le rapport Africa’s Pulse de la Banque mondiale
Actualité régionale : 4 Mds USD d’Afreximbank pour soutenir l’Afrique face à la crise ukrainienne
Bénin : Signature de 3 contrats de gestion du service d’eau potable en milieu rural
Burkina Faso : Arrêt des activités de la mine de Taparko
Cap-Vert : 26 M EUR de la Banque mondiale pour le projet de capital humain
Côte d'Ivoire : 6,7 Mds EUR de recettes fiscales recouvrées en 2021
Gambie : La croissance a atteint 5,6% en 2021, selon le FMI
Guinée : Les compagnies minières sommées de transformer la bauxite sur place
Libéria : 40 M USD de la Banque mondiale pour soutenir les PME
Mauritanie : 75,8 M EUR pour la sécurisation de la fourniture en eau de Nouakchott
Niger : 30,6 M EUR pour la construction de la route Loga-Doutchi
Sénégal : Adoption par le Parlement de la loi sur la gouvernance des recettes issues de l’exploitation des hydrocarbures
Sierra Leone : La SFI et GAFSP accordent 5 M USD à une usine de boissons non alcoolisées
Togo : Inflation à +8,8% en g.a. en mars 2022

Résultats financiers 2021 de Saudi Aramco

2022-03-22T00:00:00+01:00

Selon le Rapport annuel 2021, Saudi Aramco a enregistré un résultat net en rebond de 124% à 110 Mds USD contre 49 Mds USD en 2020. Le bénéfice net de l’entreprise dépasse son niveau d’avant-crise (88,2 Mds USD en 2019) et est proche du record de 2018 (111,1 Mds USD). Le flux de trésorerie provenant de l’exploitation a augmenté de 83% sur un an (139,4 Mds USD), à l’instar du flux de trésorerie disponible (+119%, 107,5 Mds USD). Saudi Aramco a distribué 75 Mds USD de dividendes en 2021, conformément à son engagement pluriannuel. Les dépenses d'investissement se sont élevées à 31,9 Mds USD, soit une augmentation de 18% par rapport à 2020. Pour 2022, Saudi Aramco prévoit une hausse de ses investissements entre 40 à 50 Mds USD, avec une croissance attendue au moins jusqu’à 2025. Sur son segment amont (exploration et production), Saudi Aramco prévoit de porter la capacité maximale durable de production de pétrole à 13 M de barils par jour d'ici 2027 et d'augmenter la production de gaz de plus de 50% d'ici 2030. Dans le secteur aval (raffinage), la société prévoit d'augmenter sa capacité de transformation des liquides en produits chimiques pour atteindre 4 M de barils par jour.

Situation économique et financière du Qatar

2022-03-07T00:00:00+01:00

La reprise post-crise sanitaire qui avait impacté l’économie qatarienne (contraction du PIB en volume de -3,6% en 2020 en glissement annuel) a permis d’inverser la tendance en 2021, avec une croissance de +1,4% en g.a. sur les trois premiers trimestres de l’année. Portée par le fort rebond observé sur le marché des hydrocarbures, la balance commerciale affiche un excédent de 59 Mds USD, en hausse de +131% en g.a. La solide trajectoire budgétaire du Qatar, qui lui avait permis de contenir son déficit à -1,8% du PIB selon les chiffres qatariens, se traduit par une excellente performance sur les trois premiers trimestres de 2021, servie par une explosion des prix du gaz (excédent de 1,4 Md USD). Les perspectives pour 2022 sont excellentes, et le seront d’autant plus si le Qatar parvient à tirer parti de l’activité économique générée par la Coupe du Monde, tout en ménageant la transition d’un cycle de près de dix ans tourné vers les grands projets d’infrastructure, vers un nouveau cycle centré sur la production d’hydrocarbures.

Flash Conjoncture Pays avancés - Aux Etats-Unis, la production industrielle se contracte en février

2021-03-19T00:00:00+01:00

En zone euro, l’excédent commercial se réduit en janvier à +6,3 Md€ après +29,4 Md€ ; l’inflation mesurée par l’IPCH reste stable en février à +0,9 %. En Allemagne, l’indice de confiance des analystes financiers ZEW augmente en mars à +76,6 après +71,2. En Italie, l’excédent commercial augmente en janvier (+6,2 Md€ après +5,7 Md€) ; l’IPCH accélère en février à +1,0 % après +0,7 %.

Aux États-Unis, en février, la production industrielle se contracte (–2,2 % après +1,1 % en janvier), de même que les mises en chantier (– 10,3 % après –5,1 %). Les ventes au détail reculent également en février (–3,0 % après +7,6 %), vraisemblablement en contrecoup du transfert monétaire direct de 600 $/contribuable qui avait soutenu fortement les ventes au détail de janvier. Durant la semaine du 8 au 13 mars, les demandes de chômage hebdomadaire augmentent de +770 milliers après +725 milliers la semaine précédente. Au Japon, l’IPI accélère en janvier (–4,5 % après –0,6 %), l’inflation reste en territoire négatif en février (–0,4 % après –0,6 %) et la balance commercial bascule en déficit en février (–39 Md¥ après +551 Md¥).

Entretien avec M. Louis Toulorge, Chef du Service économique de Bakou

2021-01-06T00:00:00+01:00

Quel est le rôle du SE de Bakou (et sa particularité au sein du SER d’Ankara ?)

Le Service économique de Bakou remplit trois grandes missions. La première est d’assurer, en lien avec le SER d’Ankara, une veille de la situation économique et financière de ses deux pays de compétence : l’Azerbaïdjan et le Turkménistan. Ce travail d’analyse macro-économique est essentiel pour évaluer le risque-pays et appréhender les déterminants de la croissance, qui conditionnent en grande partie nos relations économiques bilatérales. Sa seconde mission est d’effectuer un suivi des secteurs stratégiques des économies azérie et turkmène et d’identifier les projets sur lesquels l’offre française est susceptible de se positionner pour remporter des marchés. Dans ce cadre, le SE entretient des rapports constants avec les autorités et les entreprises locales, les banques et les institutions qui financent les projets et bien évidemment les entreprises françaises. Enfin, la troisième grande mission du SE est d’appuyer et d’accompagner les sociétés françaises dans la réalisation de leurs projets, qu’il s’agisse de leurs opérations commerciales, de leurs partenariats industriels ou de leurs opérations d’investissement.

Le SE de Bakou est rattaché à la circonscription du SER d’Ankara ; sa particularité est d’être compétent sur deux pays proches mais appartenant à des espaces géographiques très différents, le Caucase et l’Asie centrale

Quel est le rôle du chef du SE de Bakou ?

Le rôle du chef du SE est tout d’abord de conduire les activités de son service dans les trois missions mentionnées ci-dessus. Pour ce faire, il s’appuie sur une équipe de taille réduite, mais polyvalente et chevronnée, et également en tant que de besoin sur deux conseillers spécialisés (agriculture et énergie/infrastructures) basés au SER d’Ankara. Il remplit également une fonction de conseiller économique des ambassadeurs à Bakou et à Achgabat pour tous les sujets relevant de son domaine de compétence et contribue ainsi à la mise en œuvre de la diplomatie économique. Enfin, il remplit une mission d’animation de la communauté française des affaires en Azerbaïdjan et au Turkménistan, en coordination avec les chambres de commerce et d’industrie locales, les Conseillers du commerce extérieur de la France et les représentants des sociétés tricolores. Cette triple casquette fait toute la spécificité du métier de conseiller économique au sein du réseau international de la DG Trésor.

Quels sont les projets en cours pour le SE? Quels sont les dossiers particulièrement suivis à la fois en Azerbaïdjan et au Turkménistan, en matière économique et financière ?

Les projets en cours du SE sont étroitement liés à l’actualité et à la structure des économies de l’Azerbaïdjan et du Turkménistan. Ils portent d’abord sur l’analyse de l’impact de la crise sanitaire dans les deux pays, ainsi que des répercussions de la crise énergétique liée aux bas cours des hydrocarbures, particulièrement pénalisants dans la mesure où 90% des exportations de ces deux pays sont constituées de pétrole et de gaz. Un autre axe important est le suivi de la stratégie des deux pays en matière de développement des infrastructures, notamment dans la perspective d’améliorer leur connectivité avec leurs principaux partenaires et marchés internationaux. A titre d’exemple, dans ce domaine, le SE accompagne des sociétés françaises spécialisées dans les matériels de transport et les services d’ingénierie et travaille étroitement avec l’Agence française de développement. Un autre projet actuel du SE est l’analyse des enjeux liés à la diversification des économies des deux pays, que la crise énergétique rend plus nécessaire que jamais. Dans le secteur de l’agriculture par exemple, où l’Azerbaïdjan et le Turkménistan présentent des avantages comparatifs et qui bénéficie de mesures de soutien de l’Etat, il existe un potentiel de marché considérable pour l’offre française. Le SE est donc très mobilisé pour identifier ces opportunités et en informer nos entreprises.

Comment décrire les relations économiques entre la France et l’Azerbaïdjan et le Turkménistan ?

Aujourd’hui, nos relations économiques avec l’Azerbaïdjan et le Turkménistan reposent essentiellement sur de grands contrats dans les secteurs de l’énergie, de la construction, des matériels de transports (aéronautique, ferroviaire, transports urbains), et des services urbains (eau, déchets). Dans ces domaines, les partenariats de long-terme que les entreprises françaises ont noué avec leurs partenaires locaux ont contribué au dynamisme des exportations françaises: en 2019, nos exportations vers l’Azerbaïdjan ont atteint 143 M€ (+26% par rapport à 2018) et vers le Turkménistan, 103 M€ (+25%). A l’avenir, il existe un potentiel pour approfondir ces coopérations réussies et en développer de nouvelles dans les secteurs d’excellence français (énergies renouvelables, agriculture, tourisme) et pour lesquels les autorités des deux pays nourrissent de grandes ambitions.

Le programme de subvention de la production de gaz "Plan GasAr"

2020-12-23T00:00:00+01:00

L’Argentine possède deux bassins à fort potentiel pour la production de gaz : la formation de « Vaca Muerta », classée comme la deuxième réserve mondiale de gaz de schiste par le Département américain de l’énergie (EIA), et le bassin offshore Austral, où Total développe des projets de grande envergure, notamment le projet Vega Pléyade de 1,2 Mds USD, le plus important jamais développé en Argentine pour du gaz naturel offshore. Avec la mise en production de ces deux bassins l’Argentine devrait être en mesure de produire la totalité du gaz nécessaire sur le marché intérieur (les foyers, l’industrie et la production d’électricité).

Le « Plan GasAr », quatrième programme de subvention depuis 2008, s’inscrit dans la perspective de rendre l’Argentine autosuffisante pour son approvisionnement en gaz, donnant des perspectives claires de prix et de volumes pour les producteurs. Ce programme s’avère nécessaire pour substituer les productions locales aux importations de combustibles plus coûteux, qui ont représenté dans le passé un lourd poids dans la balance commerciale énergétique du pays (cf. graphique 2). A travers ce programme, le gouvernement argentin cherche également à créer des milliers d’emplois et à générer des revenus fiscaux à hauteur de 2,5 Mds USD.

Mettant en œuvre le « Plan gas IV », le secrétariat de l’Energie a lancé en novembre des enchères publiques sous forme d’appel d’offres pour la production de gaz subventionnée. Cet appel d’offres relatif à un engagement des compagnies sur un volume de production était divisé en deux parties, l’une relative au maintien de la production de base, l’autre concernant des volumes supplémentaires pour la période hivernale. 16 producteurs ont répondu à l’appel d’offres proposant la quasi-totalité du volume nécessaire pour la production annuelle de base (67,4 sur les 70 millions de m3 par jour). En revanche, l’objectif de production n’a pas été atteint pour l’approvisionnement hivernal où la consommation est la plus élevée (3,6 sur les 12,82 à 29,65 millions de m3 par jour proposés en fonction du mois). Pour cette période, seulement trois entreprises ont soumis des propositions : Total, Tecpetrol et Pampa Energía. Les volumes de production proposés les producteurs étant inferieurs aux objectifs du programme, toutes les offres ont été acceptées (résolution 391/20 du 13 décembre). Les faibles volumes de gaz soumissionnés, au regard des anticipations, sont attribués à la publication tardive à la fois du programme et de l’appel d’offres, en partie liée à la démission du secrétaire d'Etat à l’énergie Sergio Lanziani en août dernier.

Le plan GasAr s’accompagne d’un assouplissement des conditions d’accès au marché cambiaire, ce qui permet aux entreprises participantes de transférer des capitaux à l’étranger sans autorisation préalable de la Banque Centrale argentine. Cette mesure, jugée très positive, avait été demandée par les compagnies pétrolières lors des négociations préalables à l’adoption du plan. En effet, elle conditionne la capacité des entreprises à obtenir des financements à l’étranger, nécessaires pour atteindre les 5 Mds USD d’investissements dans la production que vise le gouvernement argentin.

Au vu des faibles volumes proposés pour la période hivernale dans le cadre de l'appel d'offres, la renégociation du contrat d’importation de gaz avec la Bolivie, qui arrive à échéance le 31 décembre 2020, menée par le Secrétaire d’Etat à l’énergie Dario Martinez sera décisive pour l’approvisionnement lors des pics de consommation de l’hiver austral. Ces besoins pourraient alternativement être comblés par l’importation de GNL par voie maritime ou par un nouveau programme de subvention.

Graphique 1 – Prévisions de la production de gaz

Source : Secrétariat de l’Energie.

Graphique 2 – Balance commerciale énergétique

Source : Secrétariat de l’Energie.

Présentation du plan infrastructures du Mexique et opportunités pour les groupes français

2020-12-21T00:00:00+01:00

Le nouveau Plan d’infrastructures de 11,8 milliards d’euros présenté le 5 octobre 2020 par le président mexicain a été complété le 2 décembre 2020 pour un montant total de 20 Mds d’euros d’investissements. Ce plan constitue la principale réponse du gouvernement mexicain aux impacts de la crise sanitaire sur l’économie. Essentiellement axé sur les trois projets phares du Président mexicain- le train maya, la raffinerie Las Dos Bocas et le nouvel aéroport de Mexico – ce plan compte au total 68 projets nouveaux ou déjà lancés principalement dans le domaine des infrastructures de transport et de l’énergie. Certains projets pourraient constituer des opportunités pour les groupes français dont l’expertise est reconnue par les autorités mexicaines. Cependant les modalités de financement et modèles économiques retenus restent pour l’heure insuffisamment définis. Ces projets sont aussi pilotés à des niveaux différents : fédéral, étatique, municipal, et par différents organismes.

Parmi les 68 projets :

Une quinzaine de projets sont déjà en cours (construction de routes notamment) et ont été déjà attribués. Près de 50 nouveaux projets sont prévus à partir de 2021.

Communication et transports routier : 20 projets

La plus grande partie des projets de ce plan est liée à la construction ou la réparation de routes dans l’ensemble du pays, avec à la fois le renouvellement de concessions existantes et le développement de nouveaux projets. L'extension de l'autoroute Tuxtla-Gutiérrez, de l'autoroute Tepic-Villa Unión, et de l'autoroute Monterrey-Laredo sont entre autres envisagées. Huit projets concernent les connexions au futur aéroport international Felipe Angeles.

Transports ferroviaires : 3 projets

Le gouvernement d'Andrés Manuel López Obrador souhaite relancer le projet ferroviaire de liaison entre Mexico et Querétaro, un ouvrage qui avait été annulé sous l'administration Enrique Peña Nieto. Il est prévu d'investir 51.300 millions de pesos dans la construction de ce projet dont la construction débutera en juin 2021. Il s'agira d'un ouvrage concédé, le projet sera dirigé par le Ministère des Communications et des Transports (SCT).

La SCT dirigera également un autre projet : la construction du train de banlieue Lechería – Aéroport International Felipe Ángeles (Santa Lucia), envisagée par le biais d'un mécanisme de concession, avec 12.565 millions de pesos d'investissement (démarrage des travaux prévu en mars 2021).

Est également annoncé (pour un démarrage en décembre 2021) un couloir ferroviaire pour le fret et les passagers qui permettra de relier la ville de Monterrey à l'aéroport international García-Monterrey, avec un investissement d’un montant de 19.811 millions de pesos.

Energie : 12 projets

Les projets proposés dans le secteur de l’énergie -qui représente presque un tiers du montant global de ce plan (98. 98 millions de pesos)- concernent exclusivement le domaine des hydrocarbures. Ces projets sont prévus dans le cadre « d’alliances stratégiques » avec Pemex ou la CFE et devraient démarrer en 2021.

Le projet le plus important avec Pemex concerne l’installation d'une usine de cokéfaction dans la raffinerie de Tula, avec un investissement de 54.705 millions de pesos. Un projet de réhabilitation d'une cokerie à la raffinerie de Cadereyta, dans l’état du Nuevo León, a également été présenté, avec un investissement de 15 ; 400 millions de pesos. Les autres projets avec Pemex sont : la construction d'un terminal d'éthane à Pajaritos (Veracruz), destiné au transport et au stockage des hydrocarbures (2.520 millions de pesos) et la construction d'une usine d'engrais à Camargo, Chihuahua (1.155 millions de pesos).

Enfin, une alliance avec la CFE a été programmée pour la construction d'une unité de liquéfaction dans le port de Salina Cruz, à Oaxaca, avec un investissement de 25.200 millions de pesos.

Eau potable et déchets : 4 projets

Un investissement de 2.133 millions de pesos est envisagé pour la gestion intégrale des déchets solides urbains de Naucalpan dans l’Etat de Mexico (démarrage des travaux en décembre 2020) et la construction du système d’approvisionnement en eau de l'Aéroport International de Mexico (démarrage en août 2021), avec un investissement mixte prévu dans les deux cas.

Ports : 3 projets

Le premier concerne la construction du quai de croisière à Cozumel, dans le cadre d'une concession à la société Muelles del Caribe, dans laquelle un total de 511 millions de pesos sera investi à partir de décembre 2020.

L'expansion et la modernisation du port de Progreso, à travers une concession est aussi prévue (promoteur : l'État du Yucatán, montant de l’investissement : 4.000 millions de pesos, démarrage des travaux en novembre 2021). Les entreprises françaises du secteur de développement de ports pourraient apporter leur expertise dans la matière.

Le secteur des hydrocarbures au Qatar

2020-10-14T00:00:00+02:00

Les hydrocarbures, en particulier le Gaz Naturel Liquéfié, occupent toujours une place centrale dans l’économie qatarienne, qui devrait se renforcer dans les prochaines années. De fait, le Qatar a annoncé en novembre 2019 le doublement de ses réserves de gaz naturel (désormais 20% des réserves mondiales) et l’augmentation de la taille de ses projets d’expansion du terminal de liquéfaction de Ras Laffan (+64% d’ici 2027) par la construction de 6 méga-trains de liquéfaction. Qatar Petroleum a même annoncé envisager d'augmenter encore ses capacités de liquéfaction au-delà de cet horizon. Ces projets gaziers structurants pour le Qatar ne sont pas remis en cause par la pandémie et la chute des cours. Ils constituent des opportunités pour nos entreprises, fortes de leur présence historique au Qatar.

Les Echos du SE n°35

2020-07-08T00:00:00+02:00

Actualités économiques et financières du Danemark

LUMIERE TURQUOISE n°88 (juillet 2020)

2020-07-01T00:00:00+02:00

Le Turquie, entre reprise et incertitudes, tente de se projeter dans l’après. La reprise économique accélère depuis mi-mai (p. 2 & 11), un redressement assez vigoureux lié notamment à la mise en place de mesures de confinement moins strictes que dans d’autres pays afin de limiter la destruction de capital et ainsi permettre au secteur productif de redémarrer à plein régime en sortie de crise et de répondre au rebond de la demande. Mais la vigueur et la pérennité de la demande interne (60% du PIB) et externe demeurent encore très incertaines. Tant que l’épidémie n’est pas sous contrôle, la confiance des ménages ne sera pas de retour et la consommation restera limitée. Par ailleurs, près de 50% des exportations turques étant destinés à l’Europe, la récession économique chez certains de ses principaux partenaires pèsera lourdement sur ses exportations qui pourraient diminuer de 20% cette année.
Les milliers de faillites de PME attendues au cours des prochaines semaines font craindre une forte hausse du chômage. Les autorités turques, via notamment des décrets présidentiels, introduisent régulièrement de nouvelles mesures visant à pallier les effets économiques et sociaux de la crise sanitaire (p. 7). Il s’agit de mesures de court-terme prises en réaction, la Turquie n’ayant que peu de marge budgétaire pour créer un véritable stimulus économique. Le plan de soutien pour l’emploi « Bouclier pour l’emploi » doit apporter des réponses à la dégradation du marché du travail: extension de l’interdiction de licencier, prolongation ou évolution du dispositif de chômage partiel, etc. En l’absence de plan de relance sectoriel, les autorités privilégient (1) la mise en place de mesures ponctuelles très ciblées, visant notamment les secteurs du tourisme (p. 13) ou de l’agriculture (p. 18) via des baisses de TVA, etc. et (2) le soutien à la consommation par la facilitation du crédit, avec notamment de nouvelles offres des banques publiques pour l’achat de produits et d’équipements fabriqués en Turquie.
Au-delà du soutien apporté au tissu productif local en limitant les importations (de nouvelles taxes additionnelles et barrières non tarifaires sont récemment apparues), la Turquie souhaite se positionner comme hub industriel pour l’Europe, fournisseur alternatif de la Chine et ainsi prendre des positions dans les chaines de valeur mondiales. Un objectif légitime tant il est reconnu que le secteur privé est dynamique et flexible mais une ambition qui ne peut que s’inscrire dans le moyen/long terme car elle repose d’abord sur une reprise des investissements, notamment internationaux qui avaient déjà baissé de 30% en 2019, laquelle dépend de l’amélioration de l’environnement économique et des affaires.

L’Azerbaïdjan réinstalle un régime de confinement en raison de la recrudescence des cas de coronavirus tout en renforçant son programme de soutien économique (notamment aux entreprises) s’appuyant sur un niveau de réserves en devises confortable (réserves de la Banque centrale et du fonds souverain pétrolier Sofaz, lesquelles représentent un peu plus de 100% du PIB) et sur un prix du baril qui a repris un peu de vigueur.

La Géorgie a « dé-confiné » dès le 1er juin, sans constater de hausse de nouveaux cas, dans un contexte économique stabilisé. L’économie, qui bénéficie d’un soutien massif des IFIs, n’échappera néanmoins pas à une chute de la croissance de l’ordre de 9%, principalement due à une saison touristique qui n’aura pas lieu, ainsi qu’à une baisse de 40% des IDE.

LUMIERE TURQUOISE n°87 (mai 2020)

2020-05-05T00:00:00+02:00

Ce numéro est évidemment largement consacré à l’impact de la crise sanitaire sur les économies régionales et les réponses apportées par les autorités afin de soutenir les entreprises et les ménages.

En Turquie, les autorités se sont abstenues durant cette crise de déclarer un couvre-feu total afin de préserver une partie de l’économie des conséquences de la pandémie. Elles considèrent dorénavant que le pic de l’épidémie a été atteint (7ème pays comptant le plus grand nombre de cas) et envisagent une sortie du confinement progressive afin d’accompagner une relance de l’activité au mois de mai. Le choc de demande interne et externe engendré par la crise sanitaire s’est rapidement répercuté sur plusieurs secteurs clés de l’économie Turque (cf. p 21) entrainant le pays dans une récession dont il est encore difficile d’anticiper la profondeur (cf. p 2). Le paquet de soutien de l’activité mis en œuvre par le gouvernement turc, dit « bouclier économique » (cf. p 6), s’élèverait, à ce stade, à 200 Mds TRY (26,4 Mds EUR), soit deux fois plus qu’initialement annoncé. S’il apporte des réponses aux problèmes de trésorerie des entreprises, notamment aux PME, et, dans une moindre mesure, aux conséquences sociales (cf. p 4) de la crise dans un pays où le filet social est faible, il apparaît peu ambitieux au regard des défis à relever. La baisse marquée des rentrées en devises (arrêt du tourisme et des IDE) ainsi que l’accélération des sorties de capitaux internationaux (cf. p 8) limitent la capacité d’intervention des autorités pour soutenir l’activité et défendre la monnaie (qui a perdu environ 15% de sa valeur depuis le début de l’année) et pourraient faire apparaître un risque de besoin de financement non assuré.

Depuis le 31 mars, la Géorgie a mis en place un plan de confinement très strict qui a été prolongé jusqu’au 22 mai. La crise du coronavirus a un impact très significatif sur ce pays ouvert et largement dépendant du tourisme et des entrées de fonds de migrants (remittance). Le gouvernement, qui prévoit une baisse de 4% du PIB cette année (contre 5% de croissance d’avant crise), en ligne avec la prévision du FMI (cf. p 12), met en œuvre un plan de relance de l’économie d’un montant de 1,2 Md USD (soit 8% du PIB) qui fera l’objet d’un soutien massif des bailleurs. Le plan est largement orienté vers les plus vulnérables, ceux qui ont perdu leurs revenus et leur emploi.

De leur côté, les économies azerbaïdjanaise et turkmène, dont les revenus en devises étrangères dépendent quasi-exclusivement des exportations d’hydrocarbures, sont particulièrement affectées par la chute des cours, conséquence de la baisse de la demande mondiale. En Azerbaïdjan, la crise sanitaire mondiale met un coup d’arrêt à l’amélioration de la situation économique et financière après la crise des années 2016-2017. Les autorités ont annoncé un programme de soutien à l’économie de 2,1 Mds USD, soit 4,3% du PIB (cf. p 16), qui doit répondre aux besoins en liquidité des entreprises et à la croissance des dépenses sociales. Mais, si les comptes publics connaissent une dégradation accélérée, la situation financière du pays n’appellerait pas d’ajustement du taux de change dans les prochains mois en raison de solides réserves. Néanmoins, bien sûr, tout repose sur le cours du baril à court et moyen-terme. La situation apparaît plus fragile au Turkménistan où l’état des finances publiques impose la mise en œuvre de mesures de contrôle des changes renforcées et de réduction des dépenses, notamment en matière de rationalisation des grands projets (cf. p 19).

La société pétrolière publique YPFB ouvre une filiale au Brésil

2019-09-06T00:00:00+02:00

YPFB Energia do Brasil entend se positionner sur des activités de commercialisation et des projets pétrochimiques et thermoélectriques au Brésil, son plus grand marché pour ses exportations de gaz naturel. YPFB est désormais habilité à participer à l’appel d’offres destiné à fournir du gaz à la partie brésilienne du gazoduc TBG (reliant la Bolivie et le Brésil) et participe également à l’appel d’offres visant à fournir 10 M m3/j à un ensemble de cinq sociétés de distribution brésiliennes.

Déterioration du commerce extérieur de l'Indonésie en 2018

2019-07-01T00:00:00+02:00

En 2018, pour la deuxième année consécutive, les échanges de l’Indonésie avec le reste du monde sont en hausse, sous l’effet conjugué de l’augmentation des importations (+21%) et des exportations (+7%). Leur solde est déficitaire de 9,8 Mds USD alors qu’il était excédentaire de 11,2 Mds USD en 2017. Le déficit de la balance des hydrocarbures a continué à se creuser, atteignant 13,3 Mds USD (9 Mds USD en 2017). En 2017, ce déficit était compensé par un excédent commercial hors hydrocarbures de 20 Mds USD. Ce n’est plus le cas en 2018 avec une contraction de l’excédent commercial hors hydrocarbures à 3,5 Mds USD.

Source : Bank Indonesia, Service Economique de Jakarta

Les exportations indonésiennes se sont élevées à 180 Mds USD et demeurent dominées par les matières premières. Les ventes de charbon, premier poste d’exportation indonésien avec une part de 13,5%, ont crû de 16% par rapport à 2017, à 25 Mds USD. Les exportations d’hydrocarbures, deuxième poste (10% des exportations), ont aussi augmenté de 13% en valeur alors qu’en volume elles ont diminué de 11 % entre 2017 et 2018. Le montant des exportations d’huile de palme (troisième poste, 9% des exportations totales), a quant à lui diminué de 11% en valeur, s’élevant à 17 Mds USD en 2018. Ce recul est principalement dû à la chute du cours (-35% entre début 2017 et fin 2018) car en volume les exportations ont progressé de 2%. L’ensemble des matières premières brutes ou faiblement transformées représentent près de 50% des exportations totales du pays. Concernant les biens manufacturés, les principaux produits exportés sont les textiles (7% des exportations), les appareils électriques (5%), les produits agroalimentaires (4%) et les chaussures (3%). À noter la forte augmentation des exportations indonésiennes de fer et acier (+73%) et de véhicules motorisés (+10% au total, +50% pour les deux-roues).

Après l’ASEAN prise dans son ensemble (qui absorbe 23% des exportations indonésiennes), la Chine est le premier client de l’Indonésie et capte une part croissante des exportations (15% en 2018) alors que les autres principaux clients voient leur part dans les exportations indonésiennes diminuer. La majeure partie des exportations vers la Chine sont des matières premières (le pays est notamment le premier client en charbon indonésien). Le Japon et les États-Unis sont les deuxièmes et troisièmes principaux clients de l’Indonésie, captant respectivement 10,4% et 10,2% des exportations. La part de l’Union Européenne dans les exportations recule de nouveau en 2018, à 9,4% (après 9,7% en 2017 et 10% en 2016). La France est le 24^ème client mondial de l’Indonésie et son 7^ème client européen (hors réexportations transitant par les Pays-Bas, 1^er client européen, 2,2% des exportations).

Les importations indonésiennes se sont élevées à 190 Mds USD en 2018, tirées par les importations d’hydrocarbures mais aussi par les investissements et la consommation. L’effet change (dépréciation de la roupie), qui a renchérit les achats d’hydrocarbures et de biens intermédiaires, est l’une des raisons de leur forte augmentation (le carburant est subventionné, rendant la demande inélastique aux prix). Par produits, Les hydrocarbures ont représenté le premier poste avec 32 Mds USD importés, soit 16,8% des importations totales, en augmentation de 28% en valeur par rapport à 2017, mais en diminution de 2,5% en volume. Depuis 2011, l’Indonésie est importatrice nette de pétrole et pourrait devenir importatrice net de gaz d’ici 5 ans. Les équipements électriques étaient le second poste d’importation, représentant 11,9% des importations totales (23Mds USD) en hausse de 18% (les produits les plus importés sont les téléphones et ordinateurs portables et leurs pièces détachées, dont le montant s’élevait à 6 Mds USD, en hausse de 25% par rapport à 2017). Ensuite, les importations de métaux ont représenté 10,6% des importations (20 Mds USD), en hausse de 25%. En particulier le fer et l’acier, ont vu leurs importations croître de 28%, à 10 Mds USD. Les importations indonésiennes sont majoritairement destinées aux investissements et aux besoins de fonctionnement des industries (il s’agit à 60% de matières premières et de biens intermédiaires et à 16% de biens d’équipements). Les biens de consommation ne représentaient que 9% des importations totales. Les importations de biens de consommation, tirées par les importations agroalimentaires (+45%) ont toutefois cru plus rapidement (+22%) que celles des intrants pour l’industrie (+17%).

Après l’ASEAN (25 % des importations indonésiennes pris dans son ensemble), la Chine est le principal fournisseur de l’Indonésie avec une part de marché avoisinant les 23% en 2018 (soit +7 points depuis 2010). Les exportations chinoises à destination de l’Indonésie se sont élevées à 43,7 Mds USD, loin devant celles de Singapour, le deuxième fournisseur du pays (24,2 Mds USD, 13% des importations). Le Japon est son 3^ème principal fournisseur avec une part de marché de 10% (18 Mds USD). Ces trois pays sont à l’origine de 45% des importations en 2018. L’Union Européenne se positionne comme 4^ème fournisseur avec des exportations à 14 Mds USD soit une part de marché de 7,5%. Avec une part de marché de 1%, la France est le 3^ème exportateur européen en Indonésie et le 17^èmemondial, derrière l’Allemagne (12^ème avec 2,1% de part de marché), et au coude à coude avec l’Italie (16^ème, 1% de part de marché).

Au premier trimestre 2019, le commerce extérieur a continué à se dégrader malgré une réduction du déficit par rapport au trimestre précédent. Sur un an, les exportations et les importations ont reculé respectivement de 8,6% (40,5 Mds USD) et de 5,8% (40,7 Mds USD). Le solde des échanges s’est élevé à -193 millions USD, contre 314 millions USD d’excédent à la même période en 2018. Hors hydrocarbures, le solde des échanges du premier trimestre redevient excédentaire, à 1,2 Mds USD contre un déficit d’1,6 Mds USD au trimestre précédent.

La dégradation du solde commercial et le rôle majeur que continuent à jouer les matières premières est le résultat de longues années d’hésitations des gouvernements sur le rôle que doit jouer le commerce dans le développement du pays. Le taux d’ouverture n’est que de 39,5% contre 136% en Malaisie et 200% au Vietnam et les échanges ont contribué négativement à la croissance du PIB à hauteur de 1 point en 2018. La politique commerciale est ambivalente. De nouvelles mesures ont été adoptées en 2018 pour faciliter les échanges (cf. Annexe 4) et les négociations bilatérales ont progressé (conclusions d’accords de libre-échange avec l’AELE et l’Australie). Toutefois, le gouvernement a également pris des mesures visant à réduire les importations pour lutter contre la dégradation du compte courant (cf. Annexe 4), et de nouvelles contraintes sont apparues (licence d’importation pour le fer et l’acier) dans un contexte réglementaire qui demeure protectionniste. À court terme, le commerce extérieur indonésien pourrait souffrir des tensions entre la Chine et les États-Unis. Les importateurs seront aussi confrontés en 2019 dans certains secteurs à l’entrée en vigueur de la loi halal qui pourrait nécessiter une période d’ajustement. Les besoins croissants en hydrocarbures et la prépondérance des matières premières dans les exportations risquent de pénaliser de plus en plus lourdement le compte courant et déstabiliser l’économie. La diversification de l’appareil productif et l’augmentation des exportations sont désormais cruciales pour le commerce extérieur indonésien.

Principaux postes d’importations et d’exportations de l’Indonésie en 2017

10 premiers postes d’importations (HS 2)	Montant en 2017 (Mds USD)	Montant en 2018 (Mds USD)	∆% 2017/2018	Part en 2018
Carburants minéraux et huiles minérales (dont pétrole et gaz)	25,4	31,6	24,1	16,6
Machines	21,8	27,2	24,9	14,3
Équipements électriques	17,9	21,4	19,6	11,3
Fer et acier	8,0	10,2	28,3	5,4
Plastique et articles en plastique	7,7	9,2	19,2	4,8
Véhicules terrestres et leurs parties (voitures, tracteurs, cycles etc.)	6,7	8,1	20,6	4,2
Produits chimiques organiques	5,9	6,9	17,5	3,6
Articles en fer ou acier	2,6	3,9	48,0	2,0
Céréales	2,9	3,8	29,7	2,0
Aliments préparés pour animaux	2,7	3,1	15,3	1,6
Ensemble des importations	158,1	190,4	20,4	100,0

10 premiers postes d’exportations (HS 2)	Montant en 2017 (Mds USD)	Montant en 2018 (Mds USD)	∆% 2017/2018	Part en 2018
Carburants minéraux et huiles minérales (dont pétrole et gaz)	36,9	42,0	14,0	23,3
Dont charbon	21,1	24,6	16,4	13,7
Dont Pétrole et gaz	15,7	17,4	10,6	9,7
Huiles, graisses et cires	23,0	20,3	-11,4	11,3
Dont huile de palme	18,5	16,5	-10,8	9,2
Equipements électriques	8,5	8,9	4,1	4,9
Véhicules terrestres à moteur et pièces détachées	6,8	7,6	10,5	4,2
Caoutchouc et articles en caoutchouc	7,7	6,4	-17,6	3,5
Machines	5,9	5,9	-0,1	3,3
Fer et acier	3,3	5,8	72,6	3,2
Perles, pierres et métaux précieux	5,6	5,6	-0,1	3,1
Minerais, scories et cendres	3,8	5,3	39,4	2,9
Chaussures	4,9	5,1	4,1	2,8
Ensemble des Exportations	168,8	180,2	6,8	100,0

Le commerce extérieur du Koweït en 2018

2019-05-22T00:00:00+02:00

Avec un taux d’ouverture de 34,5%, le Koweït est bien inséré dans l’économie mondiale, principalement en qualité de fournisseur d’hydrocarbures, ces derniers représentant plus de 90% de ses exportations. En 2018, les échanges commerciaux du Koweït avec le reste du monde ont progressé de +16,6% pour s’établir à 97,4 Md USD, tirés par les exportations (+30,1%) à hauteur de 64,9 Md USD, à la faveur d’un prix moyen du baril de pétrole de 68,3 USD en 2018 (contre 52,8 USD en 2017). Dans ce contexte, l’excédent commercial du Koweït poursuit sa forte reprise et s’établit à 32,4 Md USD en 2018 (+102,4%), soit 23% du PIB. L’Asie représente 75% des exportations et 40% des importations koweïtiennes, la Chine étant désormais le premier client et premier fournisseur de l’Emirat (17,5% des importations et 22% des exportations). En qualité de fournisseur, la France est passée du 11ème rang en 2017 au 12ème rang en 2018, avec une part de marché se stabilisant à 2,1%.

IRAN - Brèves économiques bimensuelles - Avril 2019 (1/2)

2019-04-17T00:00:00+02:00

Brèves macro-économiques

Les Etats-Unis viennent de classer le Corps des Gardiens de la Révolution dans la catégorie des « organisations terroristes étrangères ».
Les services du FMI estiment que la croissance en volume du PIB a été plus négative que prévu (-3,9% au lieu de -1,5%) au cours de l’année 2018/2019. Ils s’attendent à ce qu’elle le soit davantage encore (-6%) au cours de l’année 2019/2020. Ils ont également révisé à la hausse leur prévision en matière d’inflation moyenne pour l’année 2019/2020 en la portant de 34,1% à 37,2%. Ils prévoient désormais que le solde de la balance courante passe d’un excédent évalué à 4,3% du PIB au cours de l’année 2018/2019 à un déficit de 0,4% du PIB au cours de l’année 2019/2020.
D'après le Centre National des Statistiques, l'inflation s'est établie à 26,9% au cours de l'année fiscale 2018/2019. Calculée en glissement annuel, l’inflation s’établissait à 47,5% à la fin du mois de mars.
La parité IRR / USD a de nouveau franchi le seuil de 140 000 sur le marché parallèle des changes. C’est son plus haut niveau depuis le mois de novembre dernier. L’écart entre le marché officiel et le marché parallèle des changes s’établit désormais à près de 240%.

Brèves sectorielles

Signe des temps, Mahan Air vient de suspendre sine die les trois vols sur Paris qu'elle assurait chaque semaine. Iran Air continue de desservir Paris à raison de deux vols par semaine.
Les exportations d'hydrocarbures (pétrole brut et condensats) auraient atteint 1,37 M de b/j au mois de février. C'est leur niveau le plus élevé depuis le mois de septembre 2018. La Chine était le premier client des produits pétroliers iraniens au mois de février (508 000 b/j), suivie de l’Inde (296 000 b/j) et du Japon (135 000 b/j).
Aucune transaction n'a été enregistrée lors de la huitième vente de pétrole brut au secteur privé organisée par l'Iran Energy Exchange (IRENEX) début avril. Un million de barils étaient proposés à un prix unitaire de 63,36$. 1,015 M de barils ont été vendus sur les 7,7 M proposés depuis le mois d’octobre 2018.
Dans la perspective de la fin des waivers (4 mai 2019) et sans certitude de leur renouvellement par l’OFAC, le Japon et la Corée du Sud auraient cessé leurs enlèvements de produits pétroliers depuis début avril.
Le Parlement japonais aurait autorisé le prolongement du dispositif d'assurance publique des importations de pétrole iranien pour une durée d'un an.
La production de pétrole aurait été ramenée de 3,83 M de b/j au premier trimestre 2018 à 2,77 M de b/j au premier trimestre 2019.
Les autorités iraniennes ont décidé d'augmenter de 7% les prix de l'électricité et de l'eau à partir du 21 avril 2019.
D'après le Secrétaire Général de l'Association des Producteurs de pièces détachées pour véhicules automobiles, 400 entreprises du secteur ont fermé depuis le rétablissement des sanctions américaines, ce qui a débouché sur le licenciement de 130 000 salariés.

Economie Bleue - Energie

2019-04-10T00:00:00+02:00

L’entreprise sud-coréenne Posco Daewoo (http://www.daewoo.com/eng/oilNgas.do ) entre dans la deuxième phase de l’exploration de son bloc en eaux profondes dans la Baie du Bengale. Après avoir obtenu la concession en mars 2017 dans le cadre d’un appel à manifestation d’intérêts, Posco Daewoo a mené une exploration en deux dimensions de la zone. Si cette nouvelle phase d’exploration en 3D est concluante, la compagnie prévoit de percer un premier puits exploratoire dès 2020. Cette parcelle, le bloc DS-12, s’étend sur près de 3560 km², avec des profondeurs comprises entre 1000 et 2000m. La compagnie nationale Petrobangla rachètera le gaz au prix de 6,5$ par 1000 pieds cubes.

Posco Daewoo a également mené des explorations dans les eaux voisines du Myanmar et y a trouvé d’importantes réserves de gaz. D’après des estimations, le Myanmar disposerait de 130 milliards de m³ de réserves de gaz.

Le Bangladesh dispose de 26 blocs en pleine mer, dont 11 sont situés en eaux peu profondes (SS) et 15 en eaux profondes (DS).

En 2011, le Bangladesh avait attribué le bloc DS-10 et le bloc DS-11 au pétrolier américain ConocoPhillips. Malgré des opérations de sonde approfondies, l'entreprise a mis fin à ses activités fin 2014, le gouvernement ayant refusé de réévaluer le prix de rachat du gaz.

En 2014, le gouvernement a attribué le bloc SS-11 à l’australien Santos et à KrisEnergy, basée à Singapour, et les blocs SS-4 et SS-9 à la compagnie publique indienne Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) Videsh Ltd.

En 2017, Posco Daewoo a signé pour le bloc DS-12 en bénéficiant du Prompt Power and Energy Supply (Special) Act-2010, qui a permis une accélération de la procédure de signature du contrat. Lors de l’appel à manifestation d’intérêts concernant les parcelles DS-12, DS-16 and DS-21, KrisEnergy et l’entreprise norvégienne Statoil s’étaient manifestées, sans donner suite.

Petrobangla devrait lancer un nouvel appel d’offres en 2020.

Economie bleue

2019-02-22T00:00:00+01:00

Cinq ans après l’extension du domaine maritime bangladais, le gouvernement annonce (19/02/2019) vouloir signer un contrat avec l’institution britannique National Oceanography Centre (NOC, homologue de l’IFREMER) pour conduire des recherches sur l’existence de ressources minérales dans la Baie du Bengale. Les recherches seront principalement menées sur la présence de poches de gaz dans les fonds marins. Le rapport devrait être rendu dans un an.

L’Inde et le Myanmar ont d’ores et déjà détecté la présence de pétrole et de gaz dans leurs domaines maritimes respectifs. (22/02/2019)

Energie

2019-02-10T00:00:00+01:00

Les experts prévoient une augmentation très importante des besoins en Gaz de Pétrole Liquéfié (GPL) afin de répondre à la demande croissante et aux modifications des habitudes des ménages et des industries, qui privilégient de plus en plus cette source d’énergie. Alors que les besoins annuels sont actuellement de 600 000 tonnes de GPL, la demande va plus que doubler pour atteindre 1,4 million de tonnes en 2022 (+130% en 3 ans). Les ménages se détournent de plus en plus des combustibles tels que le bois pour adopter le GPL.

Jusqu’à récemment autosuffisant en gaz naturel, le pays a vu ses réserves naturelles s’épuiser ; il a signé deux accords de fourniture auprès d’Oman et du Qatar, entrés en vigueur fin 2018. RasGas, jv entre Qatar Petroleum et ExxonMobil RasGas (https://www.qp.com.qa/en/QPActivities/pages/subsidiariesandjointventuresdetails.aspx?aid=52) fournira 2,5 millions de tonnes de GNL par an, et Oman Trading International près d’1 million de tonnes par an pendant 10 ans. A ce jour, seul le Quatar a commencé ses livraisons.

Le gaz liquéfié est regazéifié sur l’île de Moheshkhali, près de Chittagong, par deux stations flottantes (FSRU ou floating, storage, re-gasification unit) ; la 1ère est détenue et opérée depuis août 2018 par l’américain EXCELERATE ENERGY (https://excelerateenergy.com/project/moheshkhali-floating-lng/ ) ; elle a une capacité de 3,75 millions de tonnes par an. La seconde , détenue par le groupe banglado-singapourien SUMMIT POWER International (https://summitpowerinternational.com/), entrera en opération le 19 avril 2019 et permettra de doubler la capacité du pays.

Summit Power International (SPI) est le premier et le principal producteur d’énergie indépendant (IPP) au Bangladesh ; présent depuis 1997, il dispose d’un parc de 20 centrales ayant une capacité cumulée de 1.941 MW ; il représentait en 2017 21% de la capacité installée du parc privé et 9% de la capacité globale du pays.

L’opérateur public PETROBANGLA a également signé une lettre d’intention avec l’indonésien PETRAMINA (l’accord n’est pas encore opérationnel) pour importer 1 M T par an durant 10 ans et présélectionné une vingtaine de fournisseurs privés pour des achats spot. Par ailleurs, il projette des partenariats PPP sur plusieurs stations terrestres de regazéification.

Energie – Appel à manifestation d’intérêt pour un terminal terrestre de regazéification

La filiale Rupantarita Prakritik Gas Company Ltd (RPGCL, http://www.rpgcl.org.bd/ ) de la compagnie nationale Petrobangla reçoit jusqu’au 20 juin (AO lancé en janvier 2019 et déjà prolongé au 20 mars) les manifestations d’intérêt pour un projet de terminal terrestre de regazéification. Ce terminal sera localisé à Matarbari dans le district de Cox’s Bazar (Sud-Est) et aura une capacité de 7,5 millions de tonnes par an. Le projet sera développé sur la base du BOOT (Build, Own Operate Transfer) pour une période de 20 ans.

Il sera alors le premier terminal terrestre de GNL et le troisième terminal de regazéification du pays.

Actualités économiques Japon & Corée - Semaines du 29 octobre et du 5 novembre 2018

2018-12-05T00:00:00+01:00

BREVES BIMENSUELLES

JAPON COREE

Semaines du 29 octobre et du 5 novembre 2018

Sommaire

Japon

Evolutions macroéconomiques
Relations commerciales et multilatérales
Entreprises

Corée

Evolutions macroéconomiques
Relations commerciales et multilatérales
Entreprises

Japon

1. Evolutions macroéconomiques

Le Cabinet Office vient d’approuver le projet de loi introduisant deux nouvelles catégories de visas pour les travailleurs étrangers. Le premier est un permis de travail, renouvelable jusqu’à 5 ans, qui sera ouvert aux travailleurs peu qualifiés pour 14 secteurs, sans accès au territoire japonais pour femmes et enfants. Ce nouveau permis semble conçu pour les « stagiaires techniques » (20% des travailleurs étrangers au Japon) qui pourront ainsi rester 10 ans au lieu de 5 ans auparavant. Le second est un permis de travail pour les travailleurs plus qualifiés, renouvelable indéfiniment à condition de disposer d’un contrat de travail au Japon dans 4 secteurs spécifiques (la construction, la construction nautique, les services automobiles et l’aviation). D’autres secteurs manquant de main d’œuvre pourraient être ajoutés à cette liste. Cette seconde catégorie de visa permettra enfin de faire entrer les dépendants sur le territoire. Le projet de loi est dorénavant en discussion à la Diète et risque d’être amendé à la marge. Il devrait être voté avant la fin de la session parlementaire extraordinaire (10 décembre) et permettre une entrée en vigueur dès avril 2019. Japan Times, The Yomiuri Shimbun

Le gouvernement japonais cherche à introduire plus de flexibilité dans l’application de la loi anti-monopole afin de faciliter la fusion des banques régionales et des compagnies de bus locales. Ces dernières font en effet face à un rétrécissement rapide de leur marché en raison de l’exode rural qui, associé au déclin démographique, se traduit par un dépeuplement plus rapide. Le gouvernement va autoriser la Japan Fair Trade Commission(JFTC) [commission en faveur des pratiques commerciales loyales] à examiner les demandes de fusion avec plus de souplesse pour les industries régionales. Un panel d’experts devrait proposer des mesures concrètes qui seront intégrées à la stratégie de croissance 2019 (publiée l’été prochain). Le conseil sur les investissements pour le futur, présidé par Shinzo Abe et réuni le 6 novembre, a relevé que 54 des 106 banques et institutions financières régionales était dans le rouge sur leur activité d’intermédiation en FY 2017. De la même manière, les 2/3 des 250 compagnies de bus régionales était déficitaire sur cette même année fiscale. Source : Mainichi

Le gouvernement japonais prend des initiatives en faveur de la réduction des déchets en plastique, avec la volonté de s’attaquer à la problématique de la pollution marine notamment. Le Ministère de l’environnement a ainsi établi une première proposition de stratégie axée sur le recyclage et la réduction de l’usage des produits à usage unique. La stratégie appelle à une réduction de 25 % de la consommation des produits jetables en plastique (comme les sacs en plastique et les pailles) d’ici 2030 tout en assurant que 60 % des emballages en plastique soient réutilisés ou recyclés et que l’usage des bioplastiques soit promu. C’est la première fois que le gouvernement fixe des objectifs chiffrés dans ce domaine. La stratégie finalisée devrait être publiée d’ici la fin de l’année. Source : Nikkei Asian Review,Asahi

2. Relations commerciales et multilatérales

Le CTPP (Partenariat Transpacifique Global et Progressiste) entrera en vigueur le 30 décembre 2018. Ce vaste accord de libre-échange multilatéral réunissant 11 pays de part et d’autre du Pacifique à l’exception des Etats-Unis a été ratifié par l’Australie le 30 octobre 2018. Cette 6^ème ratification était la condition requise pour permettre l’entrée en vigueur de cet accord dans les 60 jours. Les 6 pays qui pourront ainsi bénéficier des tarifs et mesures réglementaires préférentielles dès le 30 décembre sont l’Australie, le Mexique, le Japon, Singapour, la Nouvelle Zélande et le Canada. Selon les estimations du gouvernement, l’entrée en vigueur du CTPP devrait booster l’économie japonaise de près de 60Mds d’EUR. Source : Mainichi

3. Entreprises

La Cour Suprême coréenne confirme par une décision historique, la condamnation de l’entreprise japonaise Nippon Steel & Sumitomo Metal à verser des dédommagements individuels à quatre ressortissants coréens pour travail forcé. Le groupe métallurgique a été condamné à verser 100 millions de won (soit 87 000 dollars US) à chacun des plaignants. 70 entreprises japonaises sont actuellement menacées par des poursuites de citoyens coréens ayant été soumis au travail obligatoire pour l’effort de guerre japonais pendant la Seconde Guerre Mondiale. De nombreuses actions judiciaires sont en cours à différentes étapes, mais la décision de la Cour Suprême émise le 30 octobre 2018 est la première de son genre et constitue un jalon historique. Elle ne permet plus aucun appel supplémentaire de la part de l’entreprise accusée et porte la question au niveau gouvernemental et diplomatique sur un sujet politiquement sensible, risquant de remettre en question la relative détente atteinte ces derniers mois entre le Japon et la Corée. Source : Nikkei Asian ; Financial Times

Corée

1. Evolutions macroéconomiques et financières

Remaniement complet des équipes économiques du gouvernement de Moon Jae-in. Le gouvernement coréen a décidé, le vendredi 9 novembre, de remplacer ses 2 principales figures économiques, le Ministre de l’économie et des finances Kim Dong-yeon et le chef de cabinet chargé de la stratégie politique, Jang Ha-sung. Sur fond de difficultés économiques, les divergences politiques entre les deux officiels sont devenues de plus en plus marquées, le premier souhaitant ralentir le rythme des réformes sociales défendues par le second. Kim Dong-yeon aurait exprimé plusieurs fois son désir de démissionner, ne se sentant plus en ligne avec les orientations gouvernementales. Son remplaçant, Hong Nam-ki, est un haut fonctionnaire expérimenté, qui fût porte-parole du Ministère de l’économie sous le gouvernement conservateur de Lee Myung-bak. Jang Ha-sung, conseiller très proche du président Moon Jae-in, était lui considéré comme le théoricien de la politique volontariste de demande mise en place par le gouvernement actuel : son renvoi, alors que celui-ci incarne le projet social du gouvernement, pourrait annoncer de possibles infléchissements à venir. Il est remplacé par Kim Soo-hyun, actuellement conseiller aux affaires sociales du Président. Source: Yonhap

2. Relations commerciales et multilatérales

La Corée envisage de rejoindre le Comprehensive and Progressive Agreement for Trans-Pacific Partnership (CPTPP) – cf supra. Le ministre de la Stratégie et des Finances Kim Dong-yeon a annoncé le 12 mars que le gouvernement coréen déciderait de rejoindre ou non le CPTPP avant la fin du mois de juin 2018. Le gouvernement coréen souhaite évaluer l’impact potentiel du CPTPP sur l’économie coréenne avant de prendre une décision. Le ministre du Commerce, de l’Industrie et de l’Energie a précisé que les conséquences négatives potentielles du CPTPP devraient toutefois être limitées, dans la mesure où la Corée dispose déjà d’un accord de libre-échange avec 9 des 11 membres de l’accord. Bien que la Corée n’ait pas fait partie des pays participant aux négociations initiales du TPP, le gouvernement de Park Geun-hye avait annoncé de façon tardive en 2015 sa volonté de rejoindre le TPP ; l’accession de la Corée à l’accord avait toutefois été reportée pour ne pas compliquer les négociations. Sources : Yonhap ; Yonhap

Le gouvernement coréen a décidé de réduire les taxes sur les hydrocarbures à compter du 1^er novembre 2018. Le ministère de l’économie et des finances a décidé de réduire de 15 %, pour les six prochains mois, les taxes à la pompe. Cette mesure devrait, selon les officiels, permettre de réduire le prix du litre d’essence d’un peu plus de 10 centimes, réduire les recettes fiscales de 1,8 Md USD et baisser le taux d’inflation de 0,2 point. L’objectif visé est de soutenir l’économie coréenne à court terme, en particulier les ménages les plus modestes et les petits commerces. Cette décision est populaire dans l’opinion, mais n’a pas fait l’unanimité au sein de la majorité : Yoo Seung-Hee, députée du parti Minjoo, a ainsi estimé que cette mesure ne permettrait pas de gains de pouvoir d’achat significatifs et ne ciblait pas suffisamment les ménages modestes. Sources: Korea Joongang Daily, The Korea Herald

3. Entreprises

Le montant des commandes de l’industrie navale coréenne pourrait surpasser celui de la Chine et du Japon cette année. Selon le cabinet Clarksons Research, le volume cumulé des commandes de l’industrie navale coréenne a atteint 10,3 M TBC (Tonnes Brutes Compensées) de janvier à octobre, soit plus que la Chine (7,4 M TBC) et le Japon (2,7 M TBC) réunis. Pour la première fois en 7 ans, la Corée pourrait ainsi repasser en première place sur le marché mondial de la construction navale ; elle enregistre en octobre, 45% du total des commandes mondiales. Cette année, les 3 principaux constructeurs, Hyundai Heavy Industries, Samsung Heavy Industries, et Daewoo Shipbuilding - Marine Engineering (DSME) ont tous remporté de grands contrats. Pourtant le secteur reste encore fragile, notamment en raison de coûts structurels élevés et de l’augmentation du prix des matériaux. Samsung Heavy Industries a, par exemple, publié un résultat d’exploitation négatif de 89 M USD au 2^ème trimestre et de 113 M USD au 3^ème trimestre. Les 3 constructeurs travaillent ainsi à réduire leurs effectifs. Les 4,9 Mds USD de commandes signées cette année ne se reflèteront dans les comptes de l’entreprise que dans 1 ou 2 ans. Sources: Korea Joongang Daily, Korea Joongang Daily

Les informations présentées dans cette revue d'actualité bimensuelle sont identifiées par le SER de Tokyo et le SE de Séoul. Elles n'ont aucune vocation d'exhaustivité. Les avis exprimés sont les résumés des articles sources.

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IRAN - Brèves économiques bimensuelles - septembre 2018 (2/2)

2018-10-07T00:00:00+02:00

Brèves macro-économiques :

D’après la Banque centrale, la croissance du PIB en volume a été ramenée de 4,6% entre le premier trimestre de l’année 2016/2017 et le premier trimestre de l’année 2017/2018 à 1,8% entre le premier trimestre de l’année 2017/2018 et le premier trimestre de l’année 2018/2019. Hors hydrocarbures, elle a été ramenée de 4,3% à 0,7% sur la même période.

Valiollah SEIF, ancien gouverneur de la Banque centrale, a été nommé conseiller du Président de la République pour les affaires bancaires et monétaires.

Calculée en glissement annuel, l’inflation s’établissait à 31,4% à la fin du mois de septembre (contre 24,2% fin août). Les sous indices relatifs aux produits alimentaires/boissons et aux transports affichaient respectivement une progression de 46,5% et 54,9% en glissement annuel sur la même période de temps.

D’après le gouverneur de la Banque Centrale, les exportateurs iraniens auraient injectés 4 Mds USD dans le système « NIMA » (système permettant aux exportateurs de mettre tout ou partie de leurs ressources en devises à la disposition des importateurs) système qu’il a été mise en place à la fin du mois d’avril 2018.

Le Majlis (Parlement) vient d’adopter une loi amendant la législation sur la lutte contre le blanchiment de l’argent sale et une loi portant adhésion de l’Iran à la Convention de Palerme (c’est-à-dire à la Convention des Nations-Unies contre la criminalité organisée). Pour mémoire, la plénière du GAFI (Groupe d’Action Financière) se tiendra le 14/10 à Paris, à l’occasion de laquelle les états membres feront une revue du plan d‘actions iranien.

Brèves sectorielles :

D’après l’Association des Constructeurs Automobiles, la production d’automobiles aurait diminué de 9,3% entre les 5 premiers mois de l’année 2017/2018 et les cinq premiers mois de l’année 2018/2019. Calculée entre le mois d’août 2017 et le mois d’’août 2018, la diminution aurait été de l’ordre de 38%.

Sur les 5 premiers mois de l’année 2018/2019, les exportations iraniennes de produits agro-alimentaires se sont établies à 2,63 Mds USD, enregistrant une augmentation de 27,2% en glissement annuel. Elles représentaient ainsi 13,6% du total des exportations non pétrolières sur la période considérée. L’Irak (avec 40,3% du total), l’Afghanistan et les Emirats Arabes Unis sont les trois principaux clients de l’Iran.

S’agissant d’importations, l’Iran a importé pour 4,53 Mds USD de produits agro-alimentaires sur les 5 premiers mois l’année 2018/2019, enregistrant ainsi une baisse de 7,1% en glissement annuel. Les principaux produits importés étaient le riz (865 M USD), le maïs (824 M USD), le soja (595 M USD), les huiles végétales (360 M USD) et la viande rouge (307 M USD). Les principaux fournisseurs de l’Iran sont l’Inde (799 M USD), la Suisse (572 M USD), les Emirats Arabes Unis (369 M USD), Singapour (368 M USD), la Grande Bretagne (349 M USD), les Pays Bas (269 M USD), le Brésil (214 M USD), la Turquie (170 M USD), la Russie (158 M USD) et le Pakistan (151 M USD).

Selon un récent rapport de la Food and Agriculture Organization, la production céréalière iranienne pour l’année 2018 devrait s’établir à 20,1 MT, enregistrant ainsi une augmentation de près de 2,9% en glissement annuel. La production de blé devrait s’établir à 13,4 MT (+7,2% en glissement annuel), faisant de l’Iran le 2^nd producteur de blé au moyen Orient, derrière la Turquie.

Nette embellie pour l’économie norvégienne

2018-09-21T00:00:00+02:00

Sévèrement touchée par la chute du prix du baril en 2014, l’économie norvégienne a timidement redressé la tête en 2017 et plus fermement en 2018. Les indicateurs sont au vert, et l’optimisme est de mise chez la plupart des acteurs économiques : la croissance est de retour, les investissements reprennent et le chômage poursuit sa baisse. Seuls bémols, la dette des ménages norvégiens, qui ne cesse de croître, et la très difficile diversification de l’économie, celle-ci demeurant toujours très dépendante du secteur des hydrocarbures. La Banque de Norvège, conformément à ce qu’elle avait laissé entendre, a décidé le 20 septembre d’augmenter d’un quart de point son taux directeur, portant ce dernier à 0,75%.

KWAN, fonds des ressources naturelles de Malaisie

2018-08-24T00:00:00+02:00

Créé en février 1988 par le gouvernement malaisien, le « National Trust Fund » ou Kumpulan Wang Amanah Negara (KWAN) est un fonds d’investissement destiné à gérer pour les générations futures une partie des revenus issus des ressources naturelles non renouvelables de Malaisie, en particulier les recettes pétrolières et gazières. Régi par le National Trust Fund Act 1988 (Act 339) et opéré par la Banque Centrale malaisienne, KWAN a été conçu sur le modèle du fonds souverain norvégien « Government Pension Fund Global »[1]. Cependant, KWAN est loin d’atteindre les mêmes résultats que son homologue nordique : exclusivement abondé par l’entreprise pétrolière nationale Petronas, il totalise ainsi 16,4 Md MYR[2] (3,4 Md €[3]) d’actifs au 31 décembre 2016, contre environ 800 Md € pour le fonds norvégien à la même date[4]. La coalition du Pakatan Harapan, portée au pouvoir lors des élections du 9 mai 2018, a toutefois exprimé son intention de renforcer le « National Trust Fund », ce qui passe par une nécessaire réforme de ses règles de fonctionnement.

[1] Anciennement « Government Petroleum Fund ».

[2] « Cover Story: Are we better off today? », The Edge, 16 mai 2018.

[3] Taux de chancellerie au 31/12/2017 : 1 MYR = 0,207 €.

[4] https://www.nbim.no/en/the-fund/

Le secteur pétrolier et gazier au Vietnam

2018-07-13T00:00:00+02:00

Première source de revenus pour l’Etat depuis 30 ans, le secteur pétrolier et gazier du Vietnam est en pleine mutation. Disposant des troisièmes ressources en pétrole et gaz de l’ASEAN, le Vietnam est en train de se doter des infrastructures nécessaires pour répondre à une demande domestique toujours croissante. Pour ce faire, il fait appel à de l’expertise et des investissements étrangers. Contrôlé par l’Etat et tourné vers l’export de pétrole brut, le secteur devrait évoluer et se libéraliser rapidement.

Enjeux économiques et perspectives de règlement des contentieux territoriaux en mer Caspienne

2018-05-17T00:00:00+02:00

Le statut de la mer Caspienne, plus large étendue d’eau salée enclavée au monde, a longtemps été gouverné par une série d’accords bilatéraux entre les deux puissances riveraines, l’URSS et l’Iran. La dissolution de l’Union soviétique et l’émergence de quatre nouveaux Etats en 1991 a toutefois créé un vide juridique qui perdure à ce jour.

Si tous les Etats conviennent que seul la signature d’un nouveau traité pourrait permettre de sortir de l’impasse, les partis concernés peinent toujours à s’accorder sur la délimitation des frontières maritimes. Les négociations se déroulant à intervalles réguliers depuis une trentaine d’années butent principalement sur la question du régime juridique à appliquer à la mer Caspienne, nécessitant au préalable de trancher la question du statut de la Caspienne (mer ou lac). Compte tenu de l’importance fondamentale de ce point pour la répartition des ressources énergétiques présentes dans les zones contestées et de l’absence de base juridique claire, chaque Etat fait évoluer ses positions en fonction de ses intérêts, empêchant jusqu’à présent toute avancée significative.

1. Un régime juridique contesté : mer ou lac ?

Les traités soviéto-iraniens de 1921 et 1940, ainsi que l’arrangement administratif bilatéral de 1954 faisaient de la mer Caspienne une « mer soviétique et iranienne », exploitée en commun par les deux puissances riveraines. Dans les faits, cette dernière était principalement sous contrôle soviétique, l’Iran ne disposant que d’une portion réduite (13,8%) située le long de sa façade maritime nord, délimitée par la ligne Astara-Hasankuli. Par la suite, au début des années 70 le secteur soviétique de la mer Caspienne a été lui-même divisé par le ministère soviétique du pétrole et du gaz en quatre secteurs régionaux, attribués aux républiques soviétiques de Russie, d’Azerbaïdjan, du Turkménistan et du Kazakhstan. L’Union soviétique restant dans ce cadre l’unique propriétaire de l’ensemble des ressources naturelles, cet arrangement n’avait alors qu’une portée purement administrative. La dissolution de l’URSS en 1991 et l’émergence de nouveaux Etats a alors radicalement changé la donne.

S’appuyant sur la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer de 1982, le Turkménistan a en 1993 adopté une loi proclamant sa souveraineté sur une portion de la mer Caspienne. Egalement partisan de l’application de la Convention de 1982 au cas de la mer Caspienne, l’Azerbaïdjan est allé plus loin en 1994 en inscrivant dans la constitution du pays la propriété d’une portion de la mer. Le Kazakhstan est également sur la même ligne, en considérant que la Caspienne entre dans le champ d’application de la Convention de 1982 sur le droit de la mer.

La Russie, s’appuyant sur les traités soviéto-iraniens et l’acte fondateur de la CEI garantissant le respect des accords passés par l’URSS, défend pour sa part la thèse du lac. De ce fait, Moscou proposait initialement l’exploitation en commun des ressources de la Caspienne via un consortium international. Avec la découverte d’importants gisements d’hydrocarbures, la position russe a depuis évolué et le pays soutient actuellement la division du sous-sol de la Caspienne en cinq secteurs nationaux, tandis que les eaux de surface resteraient exploitées en commun.

La position de l’Iran rejoint en partie celle de la Russie, Téhéran s’inscrivant dans la continuité des traités soviéto-iraniens définissant la Caspienne comme une mer fermée devant être exploitée à parts égales (20%). L’Iran insiste en outre particulièrement sur l’impossibilité d’exploiter les ressources contestées tant qu’un nouveau traité global n’a pas été ratifié. Le pays rejette ainsi l’ensemble des accords bilatéraux noués entre Etats riverains en l’absence de solution collective.

2. L’enjeu de la répartition des gisements contestés

Outre l’absence de base juridique claire pouvant permettre de trancher la question du statut de la Caspienne, la découverte de nombreux gisements d’hydrocarbures en zones contestées a entraîné un durcissement des positions nationales, les gisements situés en lisière des zones revendiquées focalisant les tensions entre les Etats riverains. En effet, en fonction du régime juridique appliqué à la Caspienne (mer ou lac), la répartition des réserves d’hydrocarbures entre Etats connaît d’importantes variations.

Source : Sohbet Karbuz, the legal status of the Caspian sea

A l’heure actuelle, deux gisements contestés concentrent l’essentiel des tensions. Le premier conflit concerne la propriété du gisement de Kapaz (Serdar pour l’Azerbaïdjan), revendiqué par l’Azerbaïdjan et le Turkménistan. En 1997, la compagnie pétrolière d’Etat azerbaïdjanaise SOCAR s’est associée aux russes Lukoil et Rosneft pour assurer l’exploration et l’exploitation du gisement. Le Turkménistan a très fortement réagi, le président Niazov déclarant que la zone appartenait au Turkménistan, entraînant une détérioration durable des relations entre les deux pays. L’accession en 2006 à la présidence du Turkménistan de G. Berdimuhammedov n’a pas permis de sortir de l’impasse. Au contraire, les tensions se sont accrues en 2008, l’Azerbaïdjan dépêchant à deux reprises des navires militaires pour empêcher des activités de prospection dans le secteur du gisement contesté de Kapaz/Serdar. Pour sa part, le président turkmène a fait part en 2009 de son intention de porter l’affaire devant la Cours internationale d’arbitrage.

Le Turkménistan conteste toujours par ailleurs la propriété par l’Azerbaïdjan d’une portion du gisement ACG (Azeri–Chirag–Gunashli), exploité par l’Azerbaïdjan depuis 1994 après la signature du « contrat du siècle » avec un consortium dirigé par le britannique BP.

Un second conflit oppose par ailleurs l’Azerbaïdjan à l’Iran au sujet de la propriété du gisement d’Alov (Alboz pour les iraniens). En 1998, Bakou a attribué à un consortium international un permis d’exploration de la zone, décision condamnée par l’Iran. Téhéran s’est alors associé à un autre consortium international pour entreprendre des activités de prospection dans la zone contestée. La situation s’est envenimée jusqu’au mois de juillet 2001, l’Iran dépêchant alors plusieurs navires militaires afin de faire cesser les activités d’exploration de BP dans la zone. A la suite de ce coup de force, toutes les activités de prospection ont été suspendues et le développement du champ gelé.

L’absence de cadre juridique stable en Caspienne constitue également un frein à la réalisation de plusieurs projets stratégiques d’oléoducs et gazoducs régionaux, à l’étude depuis le milieu des années 1990. La mise en service d’un gazoduc transcaspien entre le port de Turkmenbaschi et le terminal de Sangachal (Bakou) permettrait en particulier d’acheminer le gaz turkmène et kazakh en Europe via le Caucase, en contournant la Russie et les pays de transit traditionnels. Le projet s’inscrirait ainsi dans le prolongement du gazoduc Sud Caucase et de l’oléoduc BTC, acheminant depuis 2006 le pétrole brut des champs offshore azerbaïdjanais vers la Méditerranée.

Dans ce contexte, la Turquie, le Turkménistan, la Géorgie, l’Azerbaïdjan ont signé en 1999 une déclaration intergouvernementale censée ouvrir la voie à réalisation d’un gazoduc transcaspien. Les négociations se sont toutefois rapidement enlisées au cours de l’année 2000, compte tenu de désaccords persistants entre les acteurs du projet. Outre l’opposition de la Russie à la construction en Caspienne (officiellement pour des considérations environnementales), d’un pipeline susceptible d’éroder sa position dominante sur le marché européen du gaz, l’Azerbaïdjan et le Turkménistan ne sont pas parvenus à s’entendre sur la maîtrise d’ouvrage et la répartition des capacités du futur gazoduc.

3. Avancées récentes et perspectives de résolution

Si un règlement définitif de l’ensemble des contentieux reste une perspective lointaine, plusieurs signaux permettent d’espérer des avancées réelles sur la question du statut de la Caspienne. Le Turkménistan en particulier, auparavant inflexible dans ses revendications, a modifié sa position. Confronté à la chute drastique des prix des hydrocarbures ainsi qu’à l’arrêt de ses livraisons de gaz naturel à la Russie et à l’Iran en raison de désaccord sur les termes des contrats, le pays a en effet un besoin vital de trouver de nouveaux débouchés. Dans ce contexte, les contacts entre représentants Azerbaïdjanais et Turkmènes se sont intensifiés en 2017, Achgabat semblant désormais prêt à régler le contentieux sur les gisements contestés et à relancer le projet de gazoduc transcaspien, également soutenu par l’Union européenne.

Par ailleurs, un nouveau round de négociations regroupant les cinq Etats s’est tenu à Moscou en décembre 2017. A l’issue de la rencontre, le ministre des Affaires étrangères russe, Sergueï Lavrov, a indiqué que les participants avaient validé un projet de convention sur le statut juridique de la Caspienne, ouvrant la voie à une résolution définitive de la question. L’Iran a cependant émis certaines réserves dès le 15 décembre 2017, indiquant que des points clés restaient non-résolus, en particulier le tracé des secteurs nationaux potentiels. Toutefois, le porte-parole du ministère iranien des Affaires étrangères a pour sa part indiqué que la démarcation en détail des secteurs de la Caspienne pourrait faire l’objet de protocoles additionnels et n’était donc pas incompatible avec la signature du projet de convention. La possibilité d’une signature imminente a de nouveauté été évoqué début mai 2018, le vice-ministre russe des Affaires étrangères, Grigory Karassine indiquant que cette dernière pourrait intervenir au mois d’août 2018 à Astana, au cours du prochain sommet réunissant les 5 Etats riverains. Si l’annonce se concrétise, il s’agira d’un pas important vers la résolution de ce contentieux aux implications économiques et géopolitiques majeures.

Le secteur du pétrole et du gaz en Indonésie

2018-05-17T00:00:00+02:00

L’industrie pétrolière et gazière ne représente plus que 2,8% du PIB de l’Indonésie, dont elle reste néanmoins un important pourvoyeur de devises. Les gisements en cours d’exploitation, souvent anciens, sont en voie d’épuisement et les réserves identifiées, importantes, sont difficiles à valoriser (offshore profond dans l’est de l’archipel). L’investissement des compagnies étrangères, qui disposent des capacités financières et techniques nécessaires au développement du potentiel hydrocarbure, est entravé par un cadre réglementaire et fiscal qu’elles jugent peu attractif.

1. La production d’hydrocarbures est en déclin.

Le pays connaît depuis le début des années 1990 un déclin structurel de sa production pétrolière, doublé d’un faible taux de remplacement des réserves (actuellement de 47%). La production pétrolière du pays de 881 000 barils/jour en 2016 ne représente plus que 52% du niveau atteint en 1991. Les réserves prouvées de pétrole qui s’élevaient à 3,3 Mds de barils en 2016 ne représentent que 10 années de production au rythme actuel. Ce recul de la production, associé à une hausse continue de la demande (1,8%/an en moyenne), a conduit le pays à devenir importateur net de produits pétroliers depuis 2004 (la production ne représente que 54% de la consommation de 1,6 Mb/j). L’Indonésie, qui avait réintégré l’OPEP en 2015 (après son départ en 2009) pour se rapprocher d’investisseurs stratégiques, a quitté à nouveau l’organisation en novembre 2016, marquant son refus de se plier à la réduction de la production décidée par le cartel.

Les principaux gisements indonésiens de gaz naturel sont également en déplétion. Les réserves prouvées sont toutefois importantes : 2 900 Mds de m³ soit 41 années de production. Le taux de remplacement des réserves (également élevé comparé au pétrole) est tombé à 90% en 2015 (contre 127% en 2012). La production de gaz naturel, en déclin depuis 2010, a chuté de 19% à 70 Mds m3 en 2016. Le pays est un exportateur net de gaz naturel (la consommation représente 54% de la production et est dirigée essentiellement vers la production d’électricité). Compte tenu de l’augmentation de la consommation de gaz, en particulier pour la production électrique, l’Indonésie devrait devenir importateur net à partir de 2022.

Cette situation a eu des répercussions économiques. La part du pétrole et du gaz dans le PIB est tombée à 2,8 % en 2017 (contre 5,7% il y a cinq ans). Les taxes et dividendes issus du secteur poursuivent leur baisse. En 2016, ils se sont élevés à 5,8 Mds USD, (-40% en g.a). Leur part dans le PIB et dans les revenus de l’Etat est passée entre 2014 et 2016 de 2,9% à 0,7% et de 20% à 5,6% respectivement.

2. L’exploration est techniquement complexe et onéreuse

L’éloignement géographique des nouvelles ressources et le manque d’infrastructures de transformation et de transport rendent difficiles les opérations d’exploration/production. 75% des ressources connues sont localisées dans la partie ouest de l’Indonésie (Sumatra Nord, Natuna-îles Riau, Kalimantan Est, Mer de Java). Des réserves importantes pourraient être localisées dans la partie orientale de l’Indonésie, mais l’exploration y est très complexe (offshore profond dans la plupart des blocs identifiés) ; une éventuelle mise en production nécessiterait par ailleurs des investissements importants (51% des capacités de raffinage sont localisées à Java, tout comme 8 des 9 pipelines existants). Les infrastructures gazières de transport (environ 4300 km) et de distribution (environ 8000 km) sont mieux pourvues mais les capacités de stockage et de conversion (3 usines de liquéfaction et 3 usines de regazéification) sont limitées.

Le niveau d’investissement dans l’industrie poursuit sa chute (19 Mds USD en 2013 à 10 Mds USD en 2017) et reste fortement lié à l’augmentation des coûts de production. L’exploration ne représentait que 6% du total en 2017. Une hausse significative du niveau d’investissement est toutefois pressentie pour 2018 (14,5 Mds USD).

3. L’environnement réglementaire ne favorise pas la participation des investisseurs étrangers

Le secteur du pétrole et du gaz est réglementé par la Loi 22/2001 qui distingue les activités amont « upstream » (exploration-production) et les activités aval « downstream » (transformation, transport, distribution, stockage, vente). Si le secteur upstream reste un monopole d’Etat, le secteur downstream est libéralisé depuis 2001. Ainsi, Pertamina - entreprise publique responsable de la fourniture de pétrole pour la consommation locale - n’a plus le monopole de la vente au détail des produits pétroliers depuis 2004 (licences attribuées à Shell, Petronas, Total) mais demeure le distributeur principal des carburants. Pertamina s’est lancé dans les énergies renouvelables (Pertamina Geothermal Energy - PGE) et souhaite développer ses activités à l’étranger (acquisition de Morel & Prom en 2016).

Le gouvernement indonésien devrait finaliser le regroupement de toutes ses activités pétrolières et gazières au premier semestre 2018 au sein d’une holding opérée par Pertamina. La restructuration a pour objectif de centraliser les activités de transport et distribution de gaz naturel, jusqu’à présent relevant de deux entreprises publiques distinctes (Pertagas, filiale de Pertamina, et Perusahaan Gas Negara (PGN) jusqu’alors le principal exploitant du réseau de distribution et de transmission de gaz naturel), au sein d’une même entité en vue d’une rationalisation des activités, notamment gaz.

Jusqu’en 2017, l’essentiel de la production de gaz et de pétrole était réalisée par des entreprises étrangères :

L’américain Chevron était le premier producteur de pétrole avec 30% de la production nationale ; Exxon Mobil arrivait en seconde position (25%) suivi de Pertamina (10%). Total se positionnait au quatrième rang (7%).

Total se situait au premier rang de production de gaz de naturel avec 20% de la production. Il était suivi du britannique BP avec 14%. L’arrivée à échéance de la concession de Total fin 2017 et la reprise de ses activités par Pertamina devrait faire de l’entreprise publique le premier producteur de gaz en 2018.

Alors que le pays a un besoin impératif d’investissements, tant dans l’amont que dans l’aval, afin de faire face à la croissance de la demande, les compagnies pétrolières internationales continuent à rencontrer des difficultés dans un contexte où les autorités indonésiennes souhaitent accroître la part de la société nationale, Pertamina, dans la production d’hydrocarbures.

Les investisseurs étrangers sont ainsi soumis à différentes contraintes tant du point de vue des ressources humaines (difficulté de recrutement du personnel expatrié et manque de formation de la main d’œuvre locale), des formalités contractuelles, du régime fiscal, ou de la complexité des procédures d’acquisition foncière. Les mesures incitatives demeurent timides à ce stade et s’adressent principalement aux activités aval (incitations fiscales). L’introduction en janvier 2017 d’un nouveau système de partage des revenus de la production concernant le secteur amont (gross-split scheme) ne satisfait pas les investisseurs étrangers.

Les hydrocarbures restent le moteur des échanges commerciaux de la Norvège en 2017

2018-05-11T00:00:00+02:00

Le commerce extérieur norvégien a connu un nouveau souffle en 2017, grâce à l’appréciation du prix du Brent, mettant ainsi un terme à la réduction continue de l’excédent norvégien depuis 2014. La hausse des exportations (+12,2%) s’explique en grande partie par l’augmentation des exportations d’hydrocarbures vers l’Union Européenne, partenaire vital pour la Norvège.

Forum « Oil and gas » au Koweït : vers une meilleure coopération entre les pays producteurs

2018-04-24T00:00:00+02:00

Plusieurs personnalités politiques des pays du Golfe, le secrétaire général de l’OPEP ainsi que de nombreuses entreprises se sont réunis les 16 et 17 avril au Koweït pour le 5^ème Forum Oil and Gas. Les autorités publiques koweïtiennes et omanaises ont communément appelé à une meilleure coopération entre les pays producteurs afin de maintenir la stabilité du marché de l’énergie, alors que le prix du baril de pétrole brut vient de dépasser les 70 USD pour la première fois depuis la chute des prix en 2014.

1/ Le Forum a permis d’évoquer des objectifs stratégiques.

La session d’ouverture a réuni Basheet Al-Rashidi, le Ministre koweïtien du pétrole, ses homologues d’Oman et de Bahreïn mais aussi le secrétaire général de l’OPEP Mohammad Barkindo et le PDG de la Kuwait Petroleum Corporation (KPC), la société d’Etat responsable des intérêts pétroliers du Koweït. La plupart des entreprises privées du secteur et implantées au Koweït ont également participé à l’évènement : Shell, Schlumberger, Microsoft, Weatherford, Saudi Aramco, CGG et Total.

L’ensemble des problématiques du secteur a été abordé : les opportunités et les défis de l’industrie de l’énergie, la place des pays du Golfe comme producteurs et exportateurs d’énergie dans le monde, les partenariats entre les gouvernements, les entreprises locales et les firmes multinationales, le mix-énergétique, la gestion de la main d’œuvre et des talents et le financement des projets.

L’OPEP confirmerait ainsi les défis majeurs à affronter : l’économie globale devrait doubler d’ici 2040, ce qui induirait une hausse de la demande énergétique de 35%, alors que dans le même temps, il fallait lutter contre le réchauffement climatique. Pour faire face à cette demande, des investissements massifs devraient avoir lieu, à hauteur de 10 500 MdUSD, pour financer l’accroissement des capacités de production du pétrole à 111 millions de barils par jour d’ici 2040, contre moins de 100 aujourd’hui. Pour autant, l’OPEP ne niait pas que la production d’énergie serait de plus en plus diversifiée à l’avenir. Ainsi, les énergies renouvelables augmenteraient à un rythme annuel de 6,8% d’ici 2040.

2/ Koweït et Oman ont appelé de leurs vœux une meilleure coopération entre les pays du Golfe pour maintenir la stabilité du marché de l’énergie.

Les ministres du pétrole koweïtien et omanais ont insisté sur la nécessité de poursuivre l’étroite coopération des pays producteurs de pétrole - membres ou non de l’OPEP – afin de stabiliser le marché mondial de l’énergie et d’encourager de nouveaux investissements. Cette meilleure coopération devait également permettre de sécuriser l’offre pour les consommateurs et la demande pour les producteurs. Le Secrétaire général de l’OPEP a précisé que tous les membres de l’organisation allaient travailler ensemble dans les mois à venir à un cadre règlementaire et à une participation plus aboutis.

L’OPEP était parvenu en novembre 2016 à un accord pour réduire sa production de pétrole à 1,8 million de barils par jour afin d’enrayer la chute des prix survenue en 2014. Le prix du baril venait de dépasser les 70 USD pour la première fois depuis 2014. Le Ministre koweïtien du pétrole a déclaré que, la demande de pétrole rattrapant l’offre, les membres de l’OPEP décideraient lors de leur prochain sommet en juin prochain si l’accord de 2016 serait reconduit ou non.

3/ Le Koweït réaffirme ses ambitions énergétiques dans le cadre de la « Stratégie 2040 ».

Dans ce cadre, le Koweït confirmait ses objectifs en matière de production et d’investissement dans le secteur des hydrocarbures. Le PDG de KPC, Nizar Al Adsani, a annoncé que la holding prévoyait d’accroître sa capacité de production pétrolière à 4 millions de barils par jour (contre 2,77 aujourd’hui) d’ici à 2020 et sa capacité de production de gaz non associé à 2,5 milliards de pieds cubiques par jour d’ici à 2040 (contre 500 millions fin 2018). « Stratégie 2040 », le programme ambitieux de la KPC, prévoyait d’investir 500 MdUSD pour augmenter ses capacités de production de pétrole, de gaz et de raffinage (à doubler). L’augmentation des capacités de production pourrait également passer par des acquisitions d’entreprises, notamment en Asie mais aussi en Afrique.

Avec l’annonce d’efforts soutenus dans l’amont et l’aval pétrolier, il fallait accentuer la diversification en matière de production énergétique et veiller à une meilleure intégration des sites pour obtenir rapidement une « énergie propre ». Le Koweït a notamment réitéré l’objectif de porter la part des énergies renouvelables à 15% du mix total énergétique, en 2035, afin de lutter contre le changement climatique.

Oman : Lettre mensuelle du Service éconnomique de Mascate "Objectif Oman", mars 2018

2018-04-02T00:00:00+02:00

Parmi les principaux faits du mois de mars 2018:

· Marché du travail : pressions accrues sur le secteur privé pour recruter des travailleurs nationaux

· L’agence de notation Moody’s dégrade la note d'Oman de Baa2 à Baa3, perspective négative

· Remontée continue des taux d’intérêt dans le sillage de la politique monétaire américaine

· Immobilier : finalisation du cadre juridique des Real Estate Investment Trusts (REIT)

· Hydrocarbures : 1er pavillon France au salon OGWA du 26 au 28 mars 2018 par Business France

Fiche province Hormozgan

2018-03-27T00:00:00+02:00

La province du Hormozgan est l’une des 7 provinces côtières de l’Iran. D’une superficie de 70.967 km², elle couvre près de 4,1 % du territoire iranien.

Sa position géographique singulière en fait un véritable hub régional qui relie l'Iran aux eaux internationales. C'est une région encline à l'investissement et au développement économique, où de nombreux secteurs (hydrocarbures, agriculture et pêche, mines et tourisme) sont en plein essor, favorisés par 5 zones économiques spéciales, 2 zones franches et des infrastructures portuaires, routières et aéroportuaires bien développés.

Bandar Abbas, sa capitale, compte 490.000 habitants mais abrite surtout le port éponyme : premier port de l'Iran par lequel passe près de 49 % du trafic de marchandises du pays, en volume.

Si la province du Hormozgan demeure encore un partenaire commercial modeste de la France, de récents projets d'investissements - parfois significatifs - ont toutefois abouti depuis 2016 et la levée partielle des sanctions permise par l'accord sur le nucléaire du 14 juillet 2015.

Total obtient des participations dans deux nouvelles concessions sous-marines majeures aux Emirats arabes unis

2018-03-19T00:00:00+01:00

Total a signé le 18 mars dernier au Louvre Abou Dhabi avec le Conseil Supérieur du Pétrole (« Supreme Petroleum Council ») et la compagnie pétrolière ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company), en contrepartie d’un investissement de 1,45 Md USD, deux nouveaux accords de concessions sous-marines pour une durée de 40 ans.

Le 18 mars 2018, au Louvre Abou Dhabi, le Président-directeur général de Total, Patrick Pouyanné, a signé avec son homologue de la compagnie ADNOC, Dr. Sultan Al Jaber, deux nouveaux accords de concession prenant effet le 9 mars pour une durée de 40 ans, octroyant au groupe français, en contrepartie d’un versement de 1,45 Md USD, une participation de 20% dans les gisements d’Umm Shaif & Nasr et de 5% dans celui de Lower Zakum, représentant une production de 80 000 barils par jour.

Respectivement situés à 135 et 65 km des côtes, Umm Shaif et Lower Zakum sont deux des principaux champs sous-marins d’Abou Dhabi, dont le potentiel de production est estimé à plus de 450 000 barils par jour. Le champ d’Umm Shaif contient également un dôme de gaz dont le développement (prévu dans le cadre de la concession) représente une production potentielle de plus de 14 Mm³par jour.

ADNOC Offshore, filiale à 100% de la compagnie pétrolière de l’Emirat Abou Dhabi, sera l’opérateur de l’ensemble des concessions en mer auquel Total apportera son expertise par la mise à disposition de personnel ainsi que la réalisation d’études.

En outre, ADNOC a prolongé pour 3 années supplémentaires la concession du gisement sous-marin d’Abu Al Bu Kosh détenu à 100% et opéré par Total, qui produit environ 10 000 barils par jour.

Total est présent à Abou Dhabi depuis 1939 où sa production actuelle est de l’ordre de 290 000 barils par jour. Outre les participations nouvellement acquises dans les concessions d’Umm Shaif & Nasr et Lower Zakum, Total détient, en partenariat avec ADNOC :

10% de la concession d’ADNOC Onshore renouvelée pour une durée de 40 ans le 1er janvier 2015 (anciennement ADCO) ;
15% d’ADNOC Gas Processing (anciennement GASCO) ;
5% d’ADNOC LNG (anciennement ADGAS) ;
5% de National Gas Shipping Company (NGSCO) ;
33,33% d’ADNOC Fertilizer (anciennement FERTIL).

Pour en savoir plus : Communiqué de presse de Total

Le 18 mars, au Louvre Abou Dhabi, le Président-directeur général de Total, Patrick Pouyanné, a signé avec son homologue de la compagnie ADNOC, Sultan Al Jaber, deux nouveaux accords de concession prenant effet le 9 mars pour une durée de 40 ans, octroyant au groupe français, en contrepartie d’un versement de 1,45 Md USD, une participation de 20% dans les gisements d’Umm Shaif & Nasr et de 5% dans celui de Lower Zakum, soit une production de 80 000 barils par jour.

Respectivement situés à 135 et 65 km des côtes (cf. pièce jointe - annexe 1), Umm Shaif et Lower Zakum sont deux des principaux champs sous-marins d’Abou Dhabi. En incluant Nasrla production potentielle pour Total pourrait être de l’ordre de 110 000 barils par jour. Le champ d’Umm Shaif contient également un dôme de gaz dont le développement (prévu dans le cadre de la concession) représente une production potentielle de plus de 14 Mm³par jour (près de 3 Mm³par jour pour Total).

En outre, ADNOC a prolongé pour 3 années supplémentaires la concession du gisement sous-marin d’Abu Al Bu Kosh détenu à 100% et opéré par Total, qui produit environ 10 000 barils par jour.

Total est présent à Abou Dhabi depuis 1939 où sa production actuelle est de l’ordre de 290 000 barils par jour. Le 29 janvier 2015, la compagnie française était parvenue à renouveler une concession terrestre d’une durée de 75 ans dans laquelle Total détenait 9,5% et qui avait pris fin le 10 janvier 2014

Augmentation des dépenses d’investissements de Petronas en 2018

2018-03-15T00:00:00+01:00

La compagnie pétrolière Petronas a augmenté son budget d'investissements de 23,6% pour 2018 à 55 Md MYR (14 Md USD). L'accent est mis sur le secteur amont de la production. A noter également que Petronas prévoit dans sa nouvelle stratégie de porter à 20%, d’ici 2030, la part de la contribution des énergies renouvelables dans sa production d’énergie totale.

Résultat net en hausse de 91% pour Petronas en 2017

2018-03-08T00:00:00+01:00

Le bénéfice après impôt de la compagnie pétrolière malaisienne Petronas a augmenté de 91% en 2017 (45,5 Md MYR; 11,2 MD USd), notamment en raison de la reprise observée sur les prix du pétrole brut. Sur l'année, le chiffre d'affaires a progressé de 15% (223,6 Md MYR; 55 Md USD), le total des actifs a légèrement baissé de 0,6% (599,8 Md MYR ; 147,7 Md USD), principalement en raison de l'appréciation du ringgit, tandis que les dépenses d’investissement se sont chiffrées à 44,5 Md MYR (11 Md USD), essentiellement liées au développement du projet de raffinerie et de complexe pétrochimique Rapid à Pengerang (Etat de Johor). Pour 2018, Petronas maintient le cap de l’austérité et du contrôle des coûts compte tenu de l’incertitude sur l’évolution des prix du brut.

La nouvelle « Stratégie 2040 » de la Kuwait Petroleum Company

2018-02-05T00:00:00+01:00

En 2016, dans le cadre de l’élaboration de sa nouvelle « Stratégie 2040 », la Kuwait Petroleum Company-KPC, holding pétrolière du Koweït, a pris en compte les évolutions des cours mondiaux du baril de pétrole brut et de la structure de la filière koweïtienne des hydrocarbures. La KPC prévoit de dépenser au moins 500 MdUSD d’ici 2040 afin d’augmenter sa capacité de production pétrolière à 4,75 millions de barils par jour (mb/j), sa capacité de production gazière à 2,5 milliards de pieds cubiques par jour et sa capacité de raffinage à 2mb/j.

Fin janvier 2018, la KPC a annoncé investir au moins 500 milliards de US Dollars (MdUSD) d’ici 2040, dont 114 MdUSD d’ici 2023, pour augmenter ses capacités de production de pétrole, de gaz et de raffinage. Ces dépenses d’investissements permettront notamment d’augmenter la capacité de production pétrolière de l’Emirat à 4,75 millions de barils par jour, contre 2,77 Mb/j produits à l’heure actuelle. La holding prévoit par ailleurs d’accroître sa capacité de production à 4 Mb/j d’ici 2020. En outre, l’entité planifie d’augmenter sa capacité de production de gaz naturel de 200 millions de pieds cubiques par jour (mpc/j) aujourd’hui à 500 mpc/j en avril 2018, puis à 1 milliard de pc/j (Mpc/j) en 2023 et enfin à 2,5 Mpc/j en 2040. Enfin, ces 500 MdUSD de dépenses d’investissement permettront d’augmenter les capacités de raffinage du pays à 2 mb/j dès 2035, contre 800 000 b/j environ actuellement.

La Kuwait Oil Company-KOC, ainsi que la Kuwait Gulf Oil Company-KGOC et la Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company-KUFPEC, ont contribué à l’élaboration de cette ambitieuse « Stratégie 2040 » pour laquelle un comité ad hoc, le « Strategic Directions Review Committee », a été mis en place. Après avoir identifié six scénarii possibles suivant diverses hypothèses de production pétrolière, la KPC a finalement retenu une option lors de la phase I, achevée en septembre 2016.

Cette nouvelle stratégie est considérée comme l’une des plus innovantes par la holding pétrolière et ses entités. En effet, contrairement aux plans passés, la « Stratégie 2040 » est conçue sur la base de « capacité de production disponible », c’est-à-dire sur une quantité de pétrole pouvant être produite à n’importe quel jour de l’année (en intégrant les fermetures d’installations pétrolières pour cause de maintenance ou de cessation d’activité) et non plus sur un « potentiel de production ».

En avril 2017, la KPC a initié la phase II et a demandé, à travers le « KPC 2040 Strategic Planning Guidelines », à chacune de ses filiales de développer et de mettre à jour leur « plan stratégique » afin de converger vers la « Stratégie 2040 ».

La KOC, la KGOC et la KUFEC, en tant qu’acteurs de l’amont pétrolier, ont adopté les mesures suivantes :

Etape 1 : initiation/préparation.

Etape 2 : refonte de la vision domestique et internationale de l’amont pétrolier.

Etape 3 : analyse sectorielle de l’amont pétrolier.

Etape 4 : élaboration d’un plan stratégique national et international. Ce plan comprend la définition des objectifs et des cœurs de métiers stratégiques, la mise en place d’indicateurs de performance, l’élaboration de différents scénarii en fonction de la demande mondiale et d’une feuille de route détaillée et l’identification des facteurs clés de succès.

Des groupes de travail se sont réunis hebdomadairement pour affiner la « Stratégie 2040 ». Pour chaque initiative stratégique, étaient étudiés les échéanciers et jalons, les projets majeurs afférents, les prérequis technologiques et industriels, les besoins de financement, les ressources humaines nécessaires et les considérations relatives à l’hygiène, la sécurité, la sûreté et l’environnement.

Le secteur de l’amont pétrolier koweïtien fait cependant face à plusieurs défis endogènes et exogènes pour mener à bien la « Stratégie 2040 ». En interne, il faut prendre en compte les nouvelles technologies de récupération assistée, l’expansion des activités de forage grâce à des techniques innovantes et surtout les évolutions organisationnelles à mettre en place. Par ailleurs, la KPC continuera à devoir composer avec la volatilité des cours mondiaux du baril de pétrole brut et la compétitivité croissante des autres acteurs internationaux.

Avec la nécessité confirmée d’offrir des opportunités d’emplois aux nouvelles générations de Koweïtiens (la KPC prévoit d’embaucher 6 846 Koweïtiens sur les 5 ans à venir), l’élaboration d’une « Stratégie 2040 » claire et réalisable semble plus que jamais essentielle à la prospérité future de l’Etat du Koweït.

La Kuwait Oil Company s’implique dans la préservation de l’environnement dans l’Ouest du Koweït

2018-02-05T00:00:00+01:00

Avec l’expansion du secteur industriel et la croissance démographique, la préservation de l’environnement koweïtien, déjà fragile, est de plus en plus nécessaire. La Kuwait Oil Company-KOC, active dans les champs pétroliers de l’ouest du pays, soutient des programmes destinés à protéger la biodiversité locale.

La situation environnementale koweïtienne s’est nettement dégradée après l’invasion irakienne en 1990-1991, où des centaines de puits de pétrole ont été incendiés. Par ailleurs, l’expansion de campements temporaires à travers tout le pays, notamment pendant l’hiver, ainsi que le surpâturage intensif, détériorent la faune et la flore, accentuent la désertification et l’érosion des sols alors que le pays reste soumis à un sévère stress hydrique.

La KOC s’investit dans la création de réserves naturelles (Abdaliya) et d’oasis (Subaihiya) pour restaurer les écosystèmes. Ainsi, la compagnie a planté l’été dernier 1850 arbres et plantes indigènes (arfaj, prosopis cineraria, gomme arabique d’acacia) tout au long de la route menant aux centres 27 et 28 de collecte d’hydrocarbures dans l’ouest du pays, à l’aide de systèmes d’irrigation et d’engrais performants.

Ces opérations sont d’ores et déjà un succès car elles ont permis à une nouvelle vie animale, notamment des oiseaux, de s’installer dans la zone pour se nourrir et élever leur progéniture. En outre, ce dispositif lutte contre la prolifération de poussières qui créent les tempêtes de sable et contribue à purifier l’air environnant.

Le gaz au Mozambique

2017-12-27T00:00:00+01:00

Surnommé peut-être prématurément « Qatar de l’Afrique » après la découverte de gigantesques gisements gaziers entre 2010 et 2013, le Mozambique enregistre des retards dans la valorisation de ses ressources gazières. Le lancement d’un premier projet a toutefois été annoncé en juin 2017 (Coral FLNG/ENI). Il pourrait être suivi par l’annonce du développement de deux trains onshore à l’horizon fin 2018/début 2019 (Golfinho/Anadarko) et dans son sillage, par le lancement de projets dits de « gaz domestique » (raffinerie, complexe pétrochimique, centrale électrique). De par leur ampleur, ces investissements sont susceptibles de profondément transformer le Mozambique, aujourd’hui pays pauvre et peu développé.

1. Avec près de 5 000 Md m3 de gaz conventionnel, le Mozambique détient les 9^èmes réserves de gaz au monde.

Ces réserves se concentrent sur deux blocs offshore, concessions d’ENI (bloc 4) et d’Anadarko (bloc 1), situés dans le bassin du Rovuma à proximité de la frontière tanzanienne. Elles ont été mises en évidence récemment au cours de campagnes exploratoires menées entre 2005 et 2013 et restent encore vierges de toute exploitation. Ces réserves se concentrent sur un petit nombre de champs et en particulier sur un champ géant situé à cheval sur les blocs 1 et 4 (champ dit de « Prosperidade/Mamba »). Au total, les ressources en place, dont certaines doivent être confirmées par de nouveaux forages atteindraient de 160 à 200 tcf (de l’ordre de 5000 Md m3). Le gaz découvert a la particularité de contenir peu de gaz parasites (C0², H²S) et, bien qu’il se situe en eau profonde (2 000 m de profondeur), son coût d’exploitation est jugé attractif par l’industrie. Aucune découverte commercialement viable n’a en revanche été réalisée dans les autres blocs d’exploration. Des campagnes de prospection sismiques et de forages doivent toutefois reprendre dans le bassin du Zambèze et au large d’Angoche en 2018-19 et sont susceptibles d’accroitre le potentiel du pays.

Au sud du Mozambique, des réserves de gaz plus modestes sont connues depuis 1960 (105 Md m3 - champs de Pande et Temane exploités par Sasol depuis 2004). Leur production est évacuée par gazoduc vers l’Afrique du Sud et alimente la centrale électrique de Ressano Garcia.

2. En prévision des investissements colossaux à engager pour exploiter les champs du nord, les opérateurs des blocs 1 et 4 ont entamé des opérations de cessions de leurs droits.

ENI a progressivement cédé une partie de ses parts à d’autres Majors : 20% à China National Petroleum Corp. en mars 2013 pour un montant de 4,21 Md $ et, en mars 2017, 25% à ExxonMobil pour 2,8 Md $, qui s’ajoutent aux partenaires originels d’ENI, GALP (10%), Kogas (10%) et la société publique mozambicaine Empresa Nacional de Hidrocarbonetos-ENH (10%). Dans le cadre de l’opération de rachat-vente avec ExxonMobil, ENI et la Major américaine se sont partagés la responsabilité du développement du bloc 4 entre tranche onshore (ExxonMobil) et offshore (ENI).

Concernant Anadarko, la question de la cession de ses actifs est un enjeu encore plus décisif. Si certains de ses actifs ont déjà été cédé à l’indien ONGC Videsh en 2013 pour 2,64 Md $, il est aussi question qu’elle cède tout ou une partie de ses autres parts dans le bloc 1 à ExxonMobil. Ses autres partenaires sont ENH (15%), Mitsui E&P Mozambique Area 1 (20%), Bharat PetroResources (10%), PTTEP Mozambique Area 1 (8.5%), and Oil India (4%).

3. La valorisation du gaz mozambicain reposera principalement sur la technologie du gaz naturel liquéfié et sera essentiellement orientée vers l’export.

Le site dit de « Afungi » à proximité de la ville de Palma (province du Cabo Delgado) a été retenu pour accueillir un parc industriel de 18 000 ha où seront construites toutes les infrastructures de GNL (terminaux, trains de GNL, réservoirs, embarcadères etc..). Elles seront reliées par gazoducs aux champs sous-marins des blocs 1 et 4 situés à plusieurs dizaines de kilomètres de là.

Sur ce même site, mais dans un calendrier différent des producteurs de GNL, des sociétés mettront aussi en œuvre des projets de gaz domestique conformément aux dispositions de la loi du Pétrole de 2014. Celle-ci stipule que 25% de la production gazière^[1] doit être attribuée à des projets industriels locaux. Trois sociétés ont été sélectionnées dans ce cadre : Shell Mozambique bénéficiera de 310 à 330 millions de pieds cubes de gaz/jour pour produire 38 000 b/j de carburant liquide (diesel, naphte et kérosène) ainsi qu’une petite centrale électrique de 50 à 80 MW d'électricité. L'opérateur norvégien Yara International recevra quant à lui 80 à 90 millions de pieds cubes/jour pour produire 1,3 Mt/an d'engrais et 50 à 80 MW d’électricité. GL-Energy, une société basée à Londres, bénéficiera enfin de 41,8 millions de pieds cubes de gaz/jour qu’elle utilisera pour produire 250 MW d’électricité. L’accès de ces sociétés à la concession marine (espace maritime exclusif d’ENI et Anadarko pour l’accès des méthaniers) et aux infrastructures du parc GNL fait toujours l’objet de discussions. Cet accès est particulièrement crucial pour Shell et Yara qui devront exporter par voie maritime tout ou une partie de leur production.

4. Le retournement du marché des hydrocarbures depuis 2014 a fortement affecté le développement du gaz au Mozambique qui sera sans doute plus étalé dans le temps et moins ambitieux qu’initialement escompté.

En 2013, l’industrie et le gouvernement du Mozambique tablaient sur la construction rapide de 11 trains de GNL totalisant 50 millions de tonnes par an (équivalent à 19% de la demande mondiale 2016) et la mise sur le marché des premières cargaisons de GNL en 2019. On estimait alors que le Mozambique deviendrait rapidement le 3^ème producteur mondial de cette commodité. Ce scénario n’est aujourd’hui plus réaliste et à ce stade, les premières esquisses de développement gazier sont plus modestes:

ENI a choisi de se focaliser – dans un premier temps - sur un projet de production plus petit et moins exposé nommé « Coral FLNG ». Le champ ciblé pour ce premier développement, Coral, est un champ sous-marin de 15,2 tcf (424 Md m3) situé en eau profonde. La solution retenue pour son exploitation repose sur la réalisation d’une unité flottante de liquéfaction et de stockage de gaz (FLNG pour « Floating Liquified Natural Gas ») ancrée à 60 km des côtes. A sa mise en service, ce sera la troisième infrastructure de ce type, après PFLNG Satu en Malaisie (Petronas, 2016) et Prelude en Australie. Cette option reflète un choix de prudence : les volumes produits (capacité de 3,3 Mta) restent en effet raisonnables dans un marché des hydrocarbures en profond déséquilibre et, de fait, ils ont trouvé preneur en BP Poseidon qui a signé un accord d’achat exclusif pour une durée de 20 ans. L’option FLNG est d’autre part apparue plus simple à mettre en œuvre qu’une solution onshore qui nécessiterait de nombreux investissements accessoires mais pas moins onéreux. Les termes du contrat prévoient une mise en opération du FLNG dans un délai de 60 mois , soit un premier gaz produit à l’horizon 2022.
Anadarko a, de son côté, pris plus de temps qu’escompté et seulement soumis un plan de développement du gisement de Golfinho en décembre 2016. Il repose sur la construction de deux trains onshore de GNL d’une capacité de 12 Mta pour un investissement totalisant de l’ordre de 15 Md $. Début décembre 2017, ce plan n’a toujours pas été approuvé par le Gouvernement.
A un horizon qui n’est pas encore déterminé, ExxonMobil pourrait prendre en main le développement du champ gazier de « Mamba/Prosperidade », commun aux blocs 1 et 4. Ce champ a fait l’objet d’un accord « d’exploitation et d’unification » entre ENI et Anadarko en décembre 2015 aux termes duquel ils s’engagent à produire 12 tcf de manière séparé mais coordonnée (soit 24 tcf au total), puis à produire tout le gaz restant via une entité commune détenue à parts égales.

5. Par-delà les déséquilibres du marché des hydrocarbures, d’autres obstacles ont contribué et contribuent toujours à ralentir les développements énergétiques au Mozambique :

i) La question du dispositif logistique devant soutenir la construction des infrastructures n’est toujours pas tranchée.

ii) Pour les investisseurs étrangers, l’absence d’infrastructures de base et de main d’œuvre qualifiée constitue un autre obstacle de taille qu’il conviendra de surmonter et qui pourrait faire gonfler le coût global de leurs investissements. Le cadre réglementaire de l’exploitation gazière se met quant à lui lentement en place.

iii) La question du financement de la part d’ENH (la société publique des hydrocarbures) dans les projets gaziers devra en outre être résolue.

iv) Enfin, les autorités devront s’efforcer de trouver un juste équilibre pour gérer l’arrivée de la manne gazière et pour gérer sa vulnérabilité face aux chocs extérieurs.

***

Bien que des retards soient aujourd’hui constatés dans la mise en valeur des immenses ressources gazières du pays, le Mozambique deviendra probablement d’ici quelques années un acteur important du marché mondial du GNL. Il accèdera alors rapidement au rang de pays à revenu intermédiaire alors qu’il compte aujourd’hui parmi les plus pauvres au monde.

Si le FMI estime que 100 Md $ d’IDE (à comparer avec PIB 2016 de 11,2 Md $) pourraient au total être injectés sur une période 30 ans, les recettes budgétaires pourraient très rapidement augmenter à compter de 2023/4 et la croissance économique pourrait s’établir à plus de 20%/an.

[1] Cette disposition a entretemps été amendée et autorise les opérateurs à réserver plus de gaz pour les ventes export en contrepartie d’une compensation financière.

[2] PCD est une coentreprise formée par la société publique CFM-Caminhos de Ferro de Moçambique et des investisseurs privés de la région)

Le secteur des hydrocarbures au Koweït : l'amont

2017-12-17T00:00:00+01:00

Tirée essentiellement par les recettes des exportations de produits hydrocarbures (environ 90% des recettes budgétaires annuelles), l’économie du Koweït reste absolument dépendante de ce secteur stratégique dont les coûts d’exploitation (8,5USD/b) et le prix d’équilibre budgétaire (71USD le baril de pétrole) demeurent parmi les plus faibles de la région.

1/ Le Koweït se présente comme le 9^ème producteur mondial en 2016 avec de solides réserves pétrolières.

Avec 3,4 % de la production mondiale en 2016, le Koweït est le 9^ème producteur mondial avec 3,15 mb/j en 2016 et le 4^ème producteur de l’OPEP derrière l’Arabie saoudite (2^ème rang mondial derrière les Etats-Unis, avec 13,4 % de la production mondiale), l’Iran (5%), l’Irak (4,8%) et les Emirats arabes unis avec 4,4%. Doté de réserves pétrolières considérables (101,5 milliards de barils en 2016 selon l’OPEP, soit 6,8% du total mondial, 7^ème rang mondial), le Koweït paraît assuré d’une rente pérenne et d’une place de poids au sein de l’OPEP où il défend des positions modérées.

Le 30 novembre 2016, pour la première fois depuis 2008, l’OPEP a décidé de réduire sa production globale de pétrole, avec effet au 1^er janvier 2017, initialement pour une durée de six mois. Le cartel s’est entendu sur une réduction mensuelle de 1,2 mb/j, ce qui représente une baisse de 4,5 % pour chaque pays membre (sauf la Libye, le Nigéria et l’Iran) par rapport à son niveau de production d’octobre 2016. Ainsi pour le Koweït, la production pétrolière mensuelle est passée de 2,9 mb/j en octobre à 2,77 mb/j, soit une baisse de 131 000 b/j par mois. Un comité chargé de contrôler le respect des quotas de chaque pays membre a été établi dans l’Emirat qui a jusqu’ici parfaitement honoré ses engagements. Le 25 mai 2017, les pays membres de l’OPEP et 10 pays producteurs non membres du cartel, comme la Russie, ont décidé de prolonger l’accord de réduction (respecté à hauteur de 118% en septembre 2017) de la production de pétrole de neuf mois jusqu’au 1^er avril 2018. Le 30 novembre 2017, les pays ont prolongé cet accord de réduction de la production de neuf mois supplémentaires, jusqu’à la fin 2018.

Tout en respectant l’accord OPEP en cours, le Koweït maintiendrait son objectif à long terme de produire 4 mb/j à l’horizon 2030, en préparant l’accueil de sociétés privées dans des projets de récupération de dioxyde de carbone, d’extraction pétrolière et de construction de sites de production. Pour augmenter sensiblement sa production, le pays devrait relever certains défis majeurs dont les gouvernements successifs avaient tardé à prendre la mesure : vieillissement des infrastructures, main d’œuvre locale peu compétente, nécessité de diversification.

Au Koweït, le temps du « pétrole bon marché» touche cependant à sa fin, soutenu par le champ du « Grand Burgan » (1,7 mb/j, 2^ème plus grand champ pétrolier du monde après celui de Ghawar en Arabie Saoudite), exploité depuis 1938 avec des coûts de production très bas (environ 2 USD/b). Ce champ géant est situé au sud-est du pays et comprend les champs de Burgan, de Magwa et d’Ahmadi, qui fournissent du pétrole léger et moyen, requérant peu de raffinage. Le pays doit désormais utiliser des techniques de récupération assistée sur ces champs matures (le pic de production ayant été atteint en 2005) et trouver de nouvelles capacités, en exploitant des réservoirs profonds de structure géologique complexe, en valorisant des huiles très lourdes ou en visant les ressources sous-marines.

Alors que la constitution koweïtienne interdit la concession des ressources minérales nationales aux compagnies étrangères, celles-ci sont limitées à un rôle de consultant via des contrats de service d’assistance technique (TSA) et des contrats de rachats incitatifs. Les grandes lignes de cette politique sont définies dans les cercles proches de l’Emir et dans le Supreme Petroleum Council qui réunit, sous la présidence du Premier ministre, six représentants ministériels (Affaires étrangères, Pétrole, Finances, Commerce, Travaux Publics, affaires du Cabinet). Pour l’heure, aucune modification de la Constitution nationale n’est évoquée.

2/ La coopération avec l’Arabie saoudite dans la « zone neutre partagée » reste lettre morte en raison de contentieux irrésolus mais elle pourrait reprendre à moyen terme.

La gestion du champ pétrolier offshore Al Khafji et du champ on-shore Wafra pose problème. Ces champs sont exploités conjointement depuis 1960 par le Koweït et l’Arabie saoudite qui se partagent la production à part égale. Les deux pays doivent coopérer techniquement pour extraire, raffiner et commercialiser le pétrole de ces deux champs.

Depuis octobre 2014, la production est suspendue sur le site d’Al Khafji à la demande de la partie saoudienne, alors qu’elle atteignait 300 000 b/j. Le Koweït a indiqué que l'Arabie saoudite avait interrompu unilatéralement l'exploitation du site, alors qu’un préavis de cinq ans était imposé, selon l’accord bilatéral. Les Saoudiens ont prétendu avoir cédé à la pression koweïtienne et aux tracasseries administratives pour cesser leurs activités.

La production irait en augmentant progressivement à mesure que les questions relatives à la protection de l’environnement, qui ont justifié l’arrêt de la production du côté saoudien, seraient réglées. Un certain nombre de contrats de maintenance auraient été conclus dans la perspective de la reprise de la production, selon les medias locaux. Au total, ce serait 700 000 barils que les deux pays se partageraient. Al Khafji est le champ le plus important de la zone neutre avec 300 000 b/j, devant celui de Wafra (on-shore) dont la production (220 000 b/j via Chevron USA) a été suspendue en mai 2015. En off-shore, les champs pétroliers de Lulu et Hout restent à développer.

3/ Affichant de fortes ambitions nationales, le pays poursuit le développement de l’amont du secteur des hydrocarbures à horizon 2030 malgré les récents accords de réduction de l’OPEP.

Soucieux de maintenir ses parts de marché à l’international, le Koweït souhaite porter, d’ici 2030, sa capacité de production à 4 mb/j. Les autorités ont annoncé un vaste plan d’investissement de 100 MdUSD d’ici 2020-2022 et la Kuwait Oil Company prévoit d’augmenter le nombre d’appareils de forage de 130, actuellement, à 180 d’ici 2019/2020. Ces objectifs apparaissent toutefois difficiles à atteindre car les compagnies pétrolières internationales ne peuvent pas assumer de responsabilités étendues dans l’amont du secteur. Par ailleurs, ces objectifs s’opposent désormais aux accords de réduction conclus au sein de l’OPEP.

4/ Doté de modestes réserves de gaz, le Koweït cherche à accroître ses capacités de production pour faire face à sa consommation interne.

Les besoins domestiques (génération d’électricité, pétrochimie) croissent rapidement ; les ressources existent mais la production reste très inférieure aux prévisions. Depuis 2009, le Koweït consomme plus de gaz naturel qu’il n’en produit. Ainsi, en 2016, le pays a consommé 21,9 milliards de mètres cubes de gaz naturel et produit 17,1 Md de m³, soit 0,5 % seulement de la production mondiale^[1]. Le pays poursuit donc l’importation de gaz naturel pour combler ce manque. Les cargaisons de GNL arrivent au Koweït via GasPort, une installation flottante située au port d’Ahmadi.

Au total, le pays dispose de réserves relativement modestes : 1 800 milliards de m³ de réserves de gaz prouvées, soit 0,9 % des réserves mondiales. Les espoirs en gaz naturel portent désormais sur le champ offshore de Dorra (également nommé Arash côté iranien). Ce champ offshore qui se situe à cheval sur les frontières maritimes du Koweït, de l’Arabie saoudite et de l’Iran contient des réserves estimées à 5,6 trillions de pieds cubes. Son exploitation ne pourrait débuter qu’après délimitation territoriale et accord de partage avec l’Iran et l’Arabie saoudite. Depuis quasiment quinze ans, aucun accord n’a été conclu entre les parties qui annoncent pourtant régulièrement leur souhait de renouer le dialogue pour finaliser l’accord tripartite nécessaire à l’exploitation des ressources sous-marines prometteuses de Dorra.

L’effort déployé par les autorités koweïtiennes pour valoriser leurs réserves de gaz naturel est perceptible. Ainsi, en octobre 2017, la KPC souhaitait augmenter sa production de gaz naturel à 1 milliard de pieds cubes par jour en 2023. Pour ce faire, la holding devrait lancer trois projets majeurs en début 2018 qui permettront à eux seuls de produire 500 millions de pieds cubes par jour (Mpc/j). Certains champs dits « jurassiques », situés dans le nord du pays, ont fait l’objet d’un appel d’offres international dans le cadre du projet Jurassic Non-Associated Gas Reserves.

[1] BP Statistical Review of World Energy June 2017

Le secteur des hydrocarbures au Koweït : l’aval

2017-12-17T00:00:00+01:00

Avec 2,13 millions de barils par jour (mb/j) de pétrole brut exportés, le Koweït était en 2016 le 6^ème exportateur mondial, derrière l’Arabie saoudite (7,46 mb/j), la Russie (5,08 mb/j), l’Irak (3,8 mb/j), le Canada (2,74 mb/j) et les Emirats arabes unis (2,4 mb/j)^[1]. En 2016, le Koweït a consommé 499 000 b/j de pétrole brut et il a importé 150 MEUR soit 131 millions de tonnes de produits raffinés.

1/ Le secteur de l’aval se développe avec la construction d’une nouvelle raffinerie intégrée dans le sud du pays suivie par une entité ad hoc de la Kuwait Petroleum Company.

Dans l’aval, 40 MdUSD d’investissements sont prévus d’ici 2020, réalisés en priorité sur le site d’Az Zour dans le cadre du Az Zour New Refinery Project - NRP, désormais suivi par la nouvelle entité Kuwait Integrated Petroleum Industries Company et prévoyant la construction de la 3^ème raffinerie du Koweït (après la fermeture de la raffinerie de Shuaiba en avril 2017). Le projet, d’un montant de 13 MdUSD, implique dix compagnies étrangères pour la construction de cette raffinerie qui offrira une capacité de production de 615 000 barils/jour. Le méga projet NRP comprend également la construction d’une usine de pétrochimie à 10 MdUSD et d’un terminal de gaz naturel liquéfié à 2 MdUSD au sein du même complexe. La raffinerie doit être opérationnelle fin 2019, le terminal doit être fonctionnel en 2021 et l’usine de pétrochimie en 2023.

La Kuwait National Petroleum Company - KNPC exploite actuellement deux raffineries : Mina Al-Ahmadi, construite en 1949, (466 000 b/j) et Mina Abdullah, construite en 1958, (270 000 b/j). La raffinerie de Mina Al-Ahmadi comprend trois unités de Gaz de Pétrole Liquéfié et celle de Mina Abdullah en comprend deux. La gamme des produits comprend l’essence (sans plomb et avec plomb), le naphta, le fioul, le carburéacteur et les sous-produits (soufre, coke, bitume…). Dans le domaine des carburants propres, la KNPC a obtenu, en mai 2017, un financement de 6,25 MdUSD auprès de banques internationales, dont des banques françaises, pour les raffineries de Mina Al-Ahmadi et Mina Abdullah, afin d’augmenter leur capacité de raffinage de 0,736 mb/j à 0,8 mb/j dans le cadre du projet Clean Fuels Project – CFP de 15,3 MdUSD, qui doit être prêt en 2019. Le traitement par hydrogénation des résidus de pétrole devrait permettre d’obtenir 758 000 b/j au lieu des 228 000 produits actuellement. Les trois raffineries nationales devraient produire 1,4 mb/j lorsque le CFP et le méga projet NRP seront finalisés. KNPC a également des projets de raffineries à l’étranger via sa filiale Kuwait Petroleum International-KPI en Chine, au Vietnam, en Oman et en Indonésie.

Par ailleurs, la dépollution des lacs de pétrole via le Kuwait Environmental Remediation Programme doit réhabiliter les terrains pollués lors du retrait des troupes irakiennes du Koweït il y a 25 ans. Plus de 700 puits avaient été incendiés à cette occasion, représentant une surface totale polluée de 114 km². Ces projets d’ampleur ont été lancés à l’été 2017, le financement étant assuré par la Commission des compensations des Nations Unies - CINU qui a accordé environ 3 MdUSD au Koweït, dont 2,2 MdUSD pour la dépollution des sols, au titre de dommages de guerre. 71 entreprises ont été invitées à soumettre leur offre le 14 août 2017.

2/ Les importations de gaz en provenance d’Irak seraient amenées à se renforcer sur les prochaines années.

Importateur net de gaz en provenance de la région, le Koweït a exprimé son intérêt pour s’approvisionner en gaz naturel à partir de l’Irak où les autorités irakiennes développent des installations qui fourniront du gaz associé depuis les champs pétrolifères situés dans le sud du pays, région de Bassora.

En marge des réunions de la 72^ème session de l’Assemblée générale des Nations Unies en octobre 2017, l’Irak et le Koweït ont examiné la possibilité d’approvisionner le Koweït en gaz naturel, en considérant cette démarche comme le règlement de tout ou partie du solde des indemnisations dues au titre des réparations de guerre (4,6 MdUSD). Par ailleurs, le ministre koweïtien de l’Energie a annoncé mi-octobre que le Koweït s’apprêtait à importer 50 millions de pieds cubes de gaz d’Irak, soit 5% de la consommation nationale en période estivale.

[1] OPEC Annual Statistical Bulletin 2017