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Energie pour l’émergence du Congo : Stratégies énergétiques du Congo 2015-2025

HEC MONTREAL

DESS ENERGIE - BOULEVARD ENERGETIQUE DU CONGO

PROJET SUPERVISE DANS LE CADRE DE L’OBTENTION

DU DIPLOME D’ETUDES SUPERIEURES SPECIALISEES

EN GESTION DE L’ENERGIE

Thème :

Stratégie énergétique du Congo 2015-2025

Présenté par :

TATY Constantin

SAMBA Quevin Claize Aymard

ZINGA Kevin Donald

OKEMBA Rodrigue Armel Patrick

YELA Jean-Claude

Supervisé par :

Luc Belanger-Martin, Chargé de

cours à HEC Montréal.


SOMMAIRE Pages

Sigles et abréviations……………………………………………………………………………………………………….. 4

INTRODUCTION………………………………………………………………………………………………………………. 8

- Contexte et justification……………………………………………………………………………………… 9

- Objectifs……………………………………………………………………………………………………………… 10

- Méthodologie…………………………………………………………………………………………………….. 10

- Utilisateurs et bénéficiaires………………………………………………………………………………… 11

1. DIAGNOSTIC DU SECTEUR DE L’ENERGIE AU CONGO…………………………………………………… 12

1.1. Situation globale……………………………………………………………………………………………………….. 12

1.1.1. Situation de l’offre de l’énergie…………………………………………………………………………….. 12

1.1.2. Situation de la demande de l’énergie…………………………………………………………………… 13

1.2. Diagnostic du sous-secteur de la Biomasse…………………………………………………………… 17

1.2.1. Etat de lieux du sous-secteur de la Biomasse………………………….. 17

1.2.1.1. Etat des lieux de l’offre du sous-secteur de la Biomasse ………………………………… 17

1.2.1.2. Etat de lieux de la demande du sous-secteur de la Biomasse ……………………… 17

1.2.2. Analyse du sous-secteur de la Biomasse…………………………………………………… 18

1.2.2.1. Analyse globale du sous-secteur de la Biomasse ………………………………………… 18

1.2.2.2. Analyse FFOM du sous-secteur de la Biomasse………………………………………………… 19

Conclusion du sous-secteur de la Biomasse 21

1.3. Diagnostic du sous-secteur de l’électricité 22

1.3.1. Etat de lieux du sous-secteur de l’électricité………………………………………………………… 22

1.3.1.1. Etat des lieux de l’offre de l’électricité………………………………………………………………… 22

1.3.1.2. Etat de lieux de la demande de l’électricité……………………………………………………… 35

1.3.2. Analyse du sous-secteur de l’électricité…………………………………………………………………… 44

1.3.2.1. Analyse globale du sous-secteur de l’électricité ………………………………………………… 44

1.3.2.2. Analyse FFOM du sous-secteur de l’électricité……………………………………………………… 47

Conclusion du sous-secteur de l'électricité 49

1.4. Diagnostic du sous-secteur pétrolier 50

1.4.1. Etat de lieux du sous-secteur pétrolier……………………………………………………………………. 50

1.4.1.1. Etat de lieux de l’offre du sous-secteur pétrolier ……………………………………………… 50

1.4.1.2. Etat de lieux de la demande du sous-secteur pétrolier ……………………………………… 65

1.4.2. Analyse du sous-secteur pétrolier……………………………………………………………………………. 70

1.4.2.1. Analyse globale du sous-secteur pétrolier……………………………………………………………. 70

1.4.2.2. Analyse FFOM de l’amont pétrolier……………………………………………………………………… 72

1.4.2.3. Analyse FFOM de l’aval pétrolier……………………………………………………………………… 78

Conclusion du sous-secteur pétrolier 88

1.5. Diagnostic du sous-secteur gazier 90

1.5.1. Etat de lieux du sous-secteur gazier……………………………………………………………………… 90

1.5.1.1. Etat de lieux de l’offre du sous-secteur gazier …………………………………………… 90

1.5.1.2. Etat de lieux de la demande du sous-secteur gazier …………………………………………… 96

1.5.2. Analyse du sous-secteur gazier……………………………………………………………………………… 98

1.5.2.1. Analyse globale du sous-secteur gazier…………………………………………………………… 98

1.5.2.2. Analyse FFOM du sous-secteur gazier………………………………………………………………… 98

Conclusion du sous-secteur gazier 104

2. RECOMMANDATIONS SUR LES OPTIONS STRATEGIQUES DE DEVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L’ENERGIE AU CONGO………………………………………………………………………………….

106


2.1. Opportunités du potentiel énergétique national………………………………………………………. 106

2.1.1 Sous-secteur de la biomasse …………………………………………………………………………………. 106

2.1.2. Sous-secteur de l’électricité………………………………………………………………………………… 107

2.1.3. Sous-secteur pétrolier…………………………………………………………………………………………. 113

2.1.4. Sous-secteur gazier ……………………………………………………………………………………………. 127

Conclusion du chapitre 2.1 133

2.2. Secteur de l’énergie et la diversification de l’économie nationale……………………………… 134

2.2.1. Développement des liaisons transversales au sein du secteur de l’énergie…………….. 135

2.2.2. Energie et développement durable………………………………………………………………………… 139

Conclusion du chapitre 2.2 143

3. Conclusion………………………………………………………………………………………………………………… 144

Bibliographie……………………………………………………………………………………………………………………. 147


Sigles et abréviations :

ADEME : Agence de l‟Environnement et de la Maîtrise de l‟Energie

AIE : Agence Internationale de l‟Energie

ANER: Agence Nationale d‟Electrification Rurale

AOGC: Africa Oil & Gas Company

API: American Petroleum Institute

APPA: Association des Producteurs du Pétrole Africains

ARAP: Agence de Régulation de l‟Aval Pétrolier

ARMA : Auto regulator Mobil (modèles autorégressifs et moyenne)

ARSEL : Agence de Régulation du secteur de l‟électricité

CEC: Centrale Electrique du Congo

CED: Centrale Electrique de Djéno

CEMAC : Communauté des Etats de l‟Afrique Centrale

CFCO : Chemin de Fer Congo Océan

CH4: Méthane

CIB : Congolaise Industrielle de Bois

CIEHC : Conférence Internationale et Exposition des hydrocarbures au Congo

CO2: Gaz carbonique ou dioxyde de carbone

CORAF : Congolaise de raffinage

CPP : Contrat de Partage de Production

DBO: Demande Biochimique en Oxygène

DBO5: Demande Biochimique en Oxygène pendant 5 jours d‟incubation

DSCERP : Document de Stratégie pour la Croissance, l‟Emploi et la Réduction de la

DSRP : Document de Stratégie de Réduction de la Pauvreté ;

ECOM : Enquête sur les conditions de vie des ménages ;

EIA : US Energy Information Administration

ENR : Énergie Nouvelle et Renouvelable ;

FCFA : Franc de la Coopération Financière d‟Afrique ;

FDSEL : Fonds de développement du secteur de l‟électricité ;

FPU : Floating Point Unit

GES : Gaz à Effet de Serre

Gg. : Gigagramme


GGFR : Global Gas Flaring Reduction (le Partenariat mondial pour la réduction des du gaz

torché

GIEC : Groupe Intergouvernemental des Experts sur l‟évolution du Climat

GNL: Gaz naturel Liquéfié

GPL : Gaz de Pétrole Liquéfiés

GTL: Gas

GWh : Giga Watt par heure ;

H2S: l‟hydrogène sulfureux

ISO: Organisation Internationale de standardisation

KWh : Kilowatt heure ;

MEH : Ministère de l‟Energie et de l‟Hydraulique ;

MHC : Ministère des Hydrocarbures

MON: Motor Octane Number

MW: Mégawatt

NNPC : Nigerian National Petroleum Company

OCDE: Organisation pour la Coopération et le Développement Economique

OHADA : Organisation pour l‟Harmonisation en Afrique du Droit des Affaires

Pauvreté

Ph.: Potentiel hydrogène

PIB : Produit Intérieur Brut

PM: Particules Méthyles

PME : Petite et Moyenne Entreprise

PMI : Petite et moyenne Industrie

PND : Plan National de Développement

PNUD : Nations Unies pour le Développement

RCA: République Centrafricaine

RDC : République Démocratique du Congo

RON: Research Octane Number

SCLOG : Société Congolaise de logistique

SIE : Système d‟Information Energétique

Sm3: Mètre Cube standard

SNDE: Société Nationale de Distribution d'Eau ;

http://fr.wikipedia.org/wiki/Nigerian_National_Petroleum_Company


SNE: Société Nationale d'Electricité ;

SNPC : Société Nationale des Pétroles du Congo

SO2: Dioxyde de soufre

Tep : Tonne équivalent pétrole ;

TPE: Très Petite Entreprise

TWh : Térawatt heure

UMAC : Union Monétaire de l‟Afrique Centrale


« La maîtrise de l’énergie n’est pas un médicament que

l’on prend en période de crise, de maladie, mais une

hygiène de vie qui permet de rester en bonne santé »

(Pierre Radanne, ancien directeur de l’ADEME).


1

Introduction

L‟ensemble des secteurs d‟activités dans un pays a besoin d‟énergie pour

fonctionner afin de contribuer à la croissance économique et à l‟amélioration de la vie

sociale de la population. Pour les spécialistes du développement, la consommation

énergétique constitue un indicateur du niveau de développement du dynamisme de

l‟économie d‟un pays. Ainsi, chaque pays élabore sa politique de l‟énergie en

assurant la mise à disposition de ressources énergétiques en quantité suffisante,

correspondant aux besoins de ses utilisateurs en termes de qualité, d‟efficacité et de

sécurité, et qui leur sont accessibles physiquement et économiquement.

Globalement, la consommation d‟énergie a connu depuis ces décennies une

augmentation significative notamment au niveau des pays émergents. Ceci a eu pour

effet une augmentation du prix de l‟énergie, notamment pour le pétrole brut dont le

prix s‟est maintenu pendant une bonne période autour de 100$ le baril avant sa

chute drastique présentement au-dessous de 50 $. Alors que les besoins en énergie

sont sans cesse croissants, les ressources disponibles s‟épuisent progressivement

car la majorité d‟entre elles ne sont pas renouvelables.

Les pays développés ont pris, ainsi des mesures pour sécuriser leur source

d‟approvisionnement et ont multiplié les investissements dans la prospection de

nouveau gisement de gaz, de pétrole et de charbon. En plus, les préoccupations

environnementales, notamment l‟effet de serre a le réchauffement climatique

entrainé le développement de l‟exploitation des énergies renouvelables comme

l‟énergie solaire, l‟éolienne et la bioénergie.

Pour le cas du Congo, l‟offre d‟énergie provient de la valorisation des ressources

naturelles telles que la biomasse, la forêt, l‟eau, le pétrole et le gaz naturel.

Ainsi, le secteur de l‟énergie a évolué depuis ces dernières années au niveau

international dans un contexte qui intègre à la fois enjeux économiques,

environnementaux et sociaux.


2

Contexte et justification du choix du sujet

Le Congo est en train de mettre en place des infrastructures de base comme moyens

et conditions d‟une économie plus dynamique et diversifiée.

En effet, la production énergétique du Congo est autour de 570 MW d‟électricité, 280

000 barils le jour de pétrole brut et 40 milliards de m3 de gaz ces trois dernières

années. Le mix énergétique n‟est pas encore assez développé pour impulser la

dynamique d‟industrialisation du pays et atteindre l‟autosuffisance énergétique

malgré le poids du secteur dans la formation du Produit Intérieur Brut qui est de 68%

en 2013.

Le Congo dispose d'énormes potentialités hydroélectriques, gazières et pétrolières

impressionnantes dont les ressources en eau sont estimées à 842 milliards de m3, et

la capacité des sites déjà identifiés pour la production d‟électricité à 14 000 MW, de

réserves possibles en gaz naturel largement inexploitées estimées à plus de 3000

milliards1 de Sm3 (mètre cube standard), ainsi que des réserves prouvées en gaz

associé estimées à 86 milliards2 de Sm3 et les réserves pétrolières sont estimées à

1,6 milliards de barils(3).De plus, le pays offre des opportunités d‟exploitation d‟autres

types d‟énergie pour la production de l‟électricité : l‟énergie solaire grâce au bénéfice

d‟un ensoleillement de 12h par jour, ou encore la biomasse, grâce à un domaine

forestier couvrant plus de 20 millions d‟hectares, soit plus de 60 % du territoire

national.

Quelle est la situation actuelle en matière d‟énergie au Congo ? Etant entendu que

l‟énergie est la condition essentielle et la mesure de tout progrès, quelles peuvent

être les options stratégiques de développement harmonieux du secteur énergétique

du Congo ?

Le développement des infrastructures énergétiques sur toute la chaîne valeur

(production, transformation, transport et distribution) et d‟autres types d‟énergies

(1)

U.S. Energy Information Administration (2)

Alfred Charles SOCKATH (SNPC), « Potentiel et valorisation des ressources gazières »,2ème

Conférence Internationale et Exposition sur les Hydrocarbures au Congo, avril 2014, Brazzaville (3)

Décret n° 2010-822 du 31 décembre 2010 portant approbation de la stratégie de développement des secteurs de l’énergie électrique, de l’eau et assainissement, Journal Officiel (JO) du 27 janvier 2011, n° 4.


3

renouvelables (le biocarburant, le solaire et l‟éolienne) ainsi la réduction des gaz à

effet des serres demeurent des enjeux fondamentaux pour le pays.

Objectifs

L‟objectif de l‟étude est de faire le point de la situation énergétique du Congo en

insistant sur le sous-secteur de la biomasse, l‟électricité, du pétrole et du gaz sur la

période allant de 1980 à 2014, avant de proposer quelques pistes de réflexion qui

peuvent contribuer à la consolidation de la mise en œuvre de la «Stratégie

énergétique du Congo 2015-2025» pour le développement économique et social.

Méthodologie

Cette étude repose principalement sur l‟analyse des documents existants et des

études antérieures. Nous avions procédé à la capitalisation des données et

informations existantes auprès du Ministère des Hydrocarbures, du Ministère de

l‟Energie et de l‟hydraulique, de la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC),

de la société Nationale d‟Electricité (SNE) ainsi qu‟auprès de nombreuses autres

entités et personnes ressources rencontrées. Ensuite, des efforts ont été déployés

par chaque membre de l‟équipe, selon leur domaine de compétence, pour pouvoir

collecter plus de données ou informations au niveau des sous-secteurs. Enfin,

lorsque les données sont peu fiables ou inexistantes, l‟internet nous a été d‟un grand

apport sans lequel, on ne pouvait avancer dans notre travail.

Ainsi, les démarches méthodologiques ont permis de répondre à l‟objectif de l‟étude,

mais il existe de nombreuses spécificités manquantes, concernant la biomasse et la

demande du gaz liées à l‟indisponibilité des données.

En ce qui concerne l‟état de lieux, la méthode consiste à une présentation

synthétique du cadre juridique, des séries chronologiques sous forme de graphique

avant l‟analyse tendancielle suivant la chaine de valeur (production, transformation,

transport et distribution) de chaque sous-secteur.

Pour l‟analyse stratégique du secteur de l‟énergie, Il s‟agit de faire une analyse

FFOM (Forces-Faiblesses-Opportunités et Menaces) de chaque sous-secteur à

travers leurs chaines de valeur respectives pour examiner à la fois l‟offre et la


4

demande. Cette analyse conduit à illustrer chaque argument par des données de

l‟état de lieux ou d‟autres données disponibles supplémentaires et à faire des

prévisions jusqu‟ en 2025 par les méthodes ARMA des moyennes mobiles ou de

régression linéaire selon la spécificité des données à étudier.

Et enfin pour les approches stratégiques de développement du secteur de l‟énergie,

l‟analyse FFOM (ou SWOT en anglais) nous permet de définir quelques axes

stratégiques spécifiques à chaque sous-secteur en identifiant clairement les variables

les plus prépondérantes et des actions plausibles à mener à court, à moyen terme et

à long terme.

Le présent rapport comporte deux (5) grandes parties : (1) Diagnostic du secteur de

l‟énergie; (2) Analyse stratégiques (Forces-Faiblesses-Opportunité-Menaces) suivi

d‟une l‟analyse tendancielle du secteur de l‟énergie et enfin (3) Approches

stratégiques de développement du secteur de l‟énergie sous formes se

recommandations à court, à moyen et à long terme.

Utilisateurs et bénéficiaires

Les principaux bénéficiaires de ce projet sont :

– Le Ministère de l‟Aménagement du Territoire et de la Délégation Générale aux

Grands Travaux ;

– Le Ministère des Hydrocarbures ;

– Le Ministère de l‟Energie et de l‟hydraulique ;

– La Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) ;

– La société Nationale d‟Électricité(SNE).


5

Partie I: DIAGNOSTIC DU SECTEUR DE L’ENERGIE

1.1. Situation globale du secteur de l’énergie

1.1.1. Situation de l’offre

La problématique de la situation du sous-secteur de l‟électricité est liée à

l‟inadéquation entre la capacité de production et la demande malgré les

investissements importants réalisés ces dernières années. Les anciennes centrales

hydroélectriques de Moukoukoulou et du Djoué mises en service respectivement en

1952 et 1979 avec des capacités de 15 MW et 74 MW sont actuellement vétustes. La

centrale du Djoué, par exemple, est arrêt depuis 2007 et est actuellement en cours

de réhabilitation. La construction et la mise en service de la centrale hydroélectrique

d‟Imboulou d‟une capacité de 120MW, de la centrale thermique au fuel de Brazzaville

de 32,5 MW et de la Centrale électrique du Congo au gaz naturel de 300MW n‟ont

pas permis de couvrir les besoins économiques et sociaux du pays en électricité.

Malgré la forte potentialité du pays en ressources hydrauliques, les investissements

dans les centrales hydrauliques restent peu nombreux car le Congo n‟exploite que

198 MW sur les 14 000 MW de la capacité des sites déjà identifiés.

Selon le rapport 2014 de l‟Agence International de l‟Energie, pour Congo, les pertes

d‟électricité représentent 50% et classent le pays au deuxième rang mondial après

Haïti.

En ce qui concerne le sous-secteur pétrolier, malgré les importantes réserves et une

production journalière autour de 280 000 barils, 95% du pétrole brut produit est

exporté alors que le pays couvre 41% de ses besoins par les importations.

Le secteur gazier au Congo est encore embryonnaire malgré les importantes

réserves, les champs à fort potentiel en gaz ne sont pas encore exploités. L‟essentiel

de la production est le gaz associé au pétrole dont 61% est réinjecté et 23% est

torché. Une partie de ce gaz torché est récupérée pour la production de l‟électricité à

la Centrale Electrique du Congo dont on fait allusion ci-dessus.


6

1.1.2. Situation de la demande

Au Congo, la structure de la demande de l‟énergie est composée de la biomasse, de

l‟hydroélectricité, des produits pétroliers et du gaz. Les principaux segments du

marché de l‟énergie sont : les particuliers (ménages), les industries - PME/PMI ; le

transport, agriculture et administrations.

La biomasse est la source d‟énergie la plus prisée du pays, elle représente 81 %

des offres énergétiques au Congo. Ce sous-secteur est principalement assuré par

des petits producteurs, essentiellement composé de ménages dont l‟exploitation

reste traditionnelle pour des raisons de cuissons et de chauffage. Le sous-secteur de

la biomasse n‟est pas organisé et pose de réels problèmes de déforestation.

En ce qui concerne le sous-secteur pétrolier, malgré la forte intensité des activités

pétrolières, les produits pétroliers représentent à peine 7% de la demande en

énergie. Les produits pétroliers sont essentiellement composés des carburants

(essence, gasoil et fuel) pour le transport (maritime et fluvial, routier et aérien) et le

pétrole lampant pour l‟éclairage et la cuisson des ménages.

Enfin, la demande en gaz naturel représente 11% de la demande de l‟énergie. Cette

demande est liée au besoin de la production de l‟électricité, du GPL (butane et

propane) pour des besoins domestiques et industriels.

Dans le mix-énergétique du Congo, malgré les fortes potentialités hydrographiques,

l‟hydroélectricité ne représente que 1% de la demande en énergie. Cette situation

pose la problématique du développement durable qui militerait plus en faveur de la

valorisation des énergies vertes. La part des autres énergies renouvelables telles

que : l‟énergie solaire, l‟énergie éolienne est encore insignifiante bien que les

initiatives de leur exploitation se multiplient dans le pays.


7

Les sources et les différentes utilisations de l’énergie au Congo

Schéma obtenu à partir du diagnostic du secteur énergie de Madagascar

Cuisson

Sources Formes Utilisation

Biomasse

Hydraulique

s

Combustible

Solide

Transport/Moteur

Industries

Administration

Ménages

Electricité

Eclairage

public

Pétrole

Gaz naturel

Combustible

liquide

Energie

Renouvelable

Energie

fossile


8

Balance énergétique au Congo en 2012

Source : http://www.iea.org/Sankey/?c=Congo&s=Balance, consulté 14/01/2015

http://www.iea.org/Sankey/?c=Congo&s=Balance


9

Consommation finale

Source : http://www.iea.org/Sankey/?c=Congo&s=Final%20consumption#?c=Congo&s=Final%20consumption, consulté le 14/01/2015

http://www.iea.org/Sankey/?c=Congo&s=Final%20consumption#?c=Congo&s=Final%20consumption


10

1.2. Diagnostic du sous-secteur biomasse

1.2.1. Etat des lieux du sous-secteur biomasse

1.2.1.1. Etat des lieux de l’offre du sous-secteur biomasse

L‟offre ou la production de la biomasse est essentiellement composée de bois de

chauffe, de charbon de bois et de façon très faible du bois-énergie. Cette biomasse

provient principalement de la forêt (coupure de bois, les déchets forestiers, les

déchets de l‟industrie du bois).

La biomasse représente entre 4 à 10%(4) de l‟offre de l‟énergie au Congo. En 2008, la

production de la biomasse était de 0.72 Mtep, la consommation primaire de 0.72

Mtep et la consommation finale de 0.46 Mtep (5).

N.B: 1 tep = 41,855 GJ= 11 628 kWh

Les ressources sont constituées par des forêts incluses dans la concession de la

société Congolaise d‟Industrie du Bois (CIB) à Pokola dans le département de la

Sangha, au Nord-Ouest du pays.

La cogénération constitue seulement une activité secondaire alimentée par la

récupération des sous-produits issus des opérations sillage de bois pour produire de

l‟électricité. La production d‟électricité à cette cogénération est estimée à environ

4MW dont 2MW en autoconsommation et les 2 autres mégas sont distribués

gratuitement à la population environnante dans le cadre la responsabilité sociale de

l‟entreprise (RSE).

Le charbon de bois ne constitue qu‟un dérivé de la transformation de ce bois pour

des besoins de cuisson. Dans les bilans de la biomasse, on observe qu‟outre le bois,

les autres déchets agricoles et ménagers ne sont pas représentés pour cause de

données non disponibles.

1.2.1.2. Etat des lieux de la demande en biomasse

Près de 90% des ménages utilisent des combustibles organiques tels que le bois de

chauffe et le charbon de bois. En 2008, la consommation primaire était de 0.72 Mtep

et la consommation finale de 0.46 Mtep (6).

(4) http://www.congopage.com/la-contribution-de-la-biomasse-au-congo

(5 ) Rapport d’étude (2008): Les consommations d’énergie des pays de la CEDEAO et de la CEMAC, ADEME (6 )

Rapport d’étude (2008): Les consommations d’énergie des pays de la CEDEAO et de la CEMAC, ADEME

http://fr.wikipedia.org/wiki/Joule

http://www.congopage.com/la-contribution-de-la-biomasse-au-congo


11

Le bois de chauffe constitue le type de biomasse consommé majoritairement par les

ménages dans les zones rurales, tandis que le charbon de bois est consommé

uniquement par les ménages urbains et les PME.

Le charbon de bois et le bois de chauffe constituent l‟énergie la plus prisée par les

ménages surtout en milieu urbain en raison de :

Le charbon de bois possède le coût le moins élevé par rapport aux autres

énergies et est accessible à la majorité de la population à revenu moyen et

faible ;

Son accessibilité facile, énergie de proximité : points de vente de charbon

éparpillés dans les coins des quartiers urbains ;

Sa multiplicité et sa simultanéité d‟usages : cuisson, repassage, éclairage,

chauffage, etc. ;

Sa possibilité d‟approvisionnement adapté aux besoins des consommateurs :

ménages pouvant acheter en fonction des besoins quotidiens.

En ce qui concerne le mode d‟utilisation de cette énergie, une grande proportion des

ménages dépend encore des cuiseurs traditionnels « foyer » pour le charbon de bois

tandis que pour le bois de chauffe reste la pratique la plus courante dans les zones

rurales.

1.2.2. Analyse du sous-secteur de la Biomasse 1.2.2.1. Analyse globale du sous-secteur de la Biomasse

La biomasse représente une filière grande consommatrice de main d‟œuvre. Au

Congo, près de 90% (7) des ménages utilisent des combustibles organiques tels le

bois de chauffe et le charbon de bois. La production traditionnelle du charbon de bois

est une source importante de possibilités d‟emplois dans le monde rural.

Cependant, il va falloir faire montre d‟ingéniosité, de créativité pour un meilleur

rendement énergétique dans la production et dans la consommation du charbon de

bois au Congo. Il faudrait envisager une amélioration et une modernisation tant dans

la production du charbon de bois que dans les foyers améliorés destinés à l‟usage

domestique du charbon de bois et ils permettent de produire davantage d‟énergie

avec moins de charbon de bois. De même que dans le rendement des fours de

cuisson des briques rouges destinées à la construction.

Plusieurs régions du Congo sont des viviers de la biomasse. La région de la

Bouenza plus précisément N‟kayi, zone de production de canne à sucre et Ouesso

dans la Sangha, zone de palmeraies sont parmi les régions de prédilection d‟une

promotion des énormes potentialités de la biomasse.

(7) http://www.congopage.com/la-contribution-de-la-biomasse-au-congo



12

En 2011, L'Agence Internationale de l‟Energie (AIE) indiquait que 81% de la

consommation d'énergie primaire du Congo a été traditionnellement la biomasse

(composée du bois, le charbon de bois, l'engrais, et les résidus de jabots).

1.2.2.2. Analyse FFOM du sous-secteur de la Biomasse

Forces

Aspect marché de l’énergie

et satisfaction des besoins

Prix compétitif du bois de chauffe et du charbon ;

Multiplicité et simultanéité des usages : cuisson, repassage, éclairage, chauffage ;

Coûts moins élevés par rapport aux autres énergies : accessibles à la majorité de la population à faible revenu ;

Possibilité d‟approvisionnement adaptée aux besoins des consommateurs : ménages pouvant acheter en fonction des besoins quotidiens.

Aspect économique et

social

Le prélèvement périodique de bois mort, de manière raisonnable, réduit le risque d‟incendie et de feu de brousse ;

Source de revenus de plusieurs ménages ruraux et d‟autres.

Aspect environnement et

santé

L‟exploitation suivant des pratiques durables du bois de chauffe en fait une énergie renouvelable ;

L‟utilisation de ces déchets agricoles pour la production d‟énergie amoindri les impacts négatifs sur la gestion des sols.

Aspect production et

technique

Existence de projet de réglementation à l‟échelle nationale mais à mettre en pratique.

Faiblesses



Faible motivation quant au reboisement dans certaines zones.


social

L‟exploitation intensive, non rationnelle entraine la destruction de l‟environnement ;


santé

La combustion des bois de chauffe et de charbon de bois est polluante ;

La fumée dégagée est nuisible pour la santé : oxyde de carbone ;

Usages des foyers traditionnels encore plus courant : perte de rendement lors de la cuisson : plus de 90 % des utilisateurs ;


13


technique

Faible taux d‟adoption et de réplication des pratiques de carbonisation améliorées par rapport au procédé traditionnel ;

Inexistence de système de base de données : suivi de la production et de commercialisation de la biomasse;

Insuffisance des campagnes de sensibilisation sur l‟utilisation de charbon ;

Faible suivi et contrôle de l‟administration forestière ;

Opportunités Aspect marché de l’Energie et



Forte densité forestière ;

Utilisation de la ressource par la majorité des ménages : 81 % à 90% environ de la population totale sont tributaires de la biomasse.


social

Source de revenu permanent pour plusieurs ménages ruraux, des acteurs indirects et des populations urbaines.


santé

Utilisation des plantes dans la pharmacopée ;

Elimination du CO2 par photosynthèse.


Technique

Existence de dispositions foncières pour le reboisement : journée nationale de l‟arbre (06 mars de chaque année) ;

Les essences forestières pour la production de industrielles sont bien identifiées ;

Abondance de sous-produits valorisables : déchets des entreprises de transformation de bois ;

Menaces



Problème de transport et mauvais état des infrastructures pour évacuer le bois de chauffe entrainant des ruptures d‟approvisionnement surtout en période pluvieuse.


social

Perte d‟emplois des acteurs en cas d‟épuisement des ressources ;

La diminution des ressources forestières risque de rendre difficile l‟approvisionnement dans le futur ;

Concurrence avec agriculture dans l‟espace : pratique de nettoyage de terrain portant atteinte à la production durable de bois ;

Carbonisation pratiquée comme activité Maîtrise difficile des facteurs socioculturels et climatiques


14

permettant l‟augmentation des ressources boisée.


santé

Déforestation et dégradation forestière du fait d‟exploitation non durable dans les forêts naturelles ;

Diminution du couvert forestier entraînant l‟impureté de l‟air.


technique

Sécurisation foncière difficile pour l‟extension de reboisement à grande échelle ;

Absence de la formation des techniciens.

Conclusion de l’analyse pour sous-secteur biomasse

Globalement pour le sous-secteur de la biomasse, on peut retenir que :

La biomasse est la ressource la plus utilisée au Congo, plus de 80% des ménages utilise le charbon ou de bois de chauffe pour les besoins de cuisson, de chauffage en saison sèche et pour l‟éclaire dans les zones rurales non électrifiées;

Cette forte consommation de la biomasse est liée au fait qu‟elle est facilement accessible à tout le monde dans les forêts denses du pays et surtout au fait qu‟elle est la moins coûteuse des sources d‟énergie;

la production de la biomasse est en grande partie non contrôlée par les pouvoirs publics parce qu‟elle est effectuée par les individus dans les zones rurales.

Les déchets de bois des industries forestières du Congo sont souvent inutilisés et brûlés à l‟air libre et augmente les émissions de CO2. La cogénération n‟a débuté que récemment grâce à la CIB ;

La récolte du bois de chauffe est libre tant qu‟elle est utilisée pour les besoins évoqués précédemment;

Les techniques de production du charbon de bois ainsi que son utilisation sont encore traditionnelles et rudimentaires;

Il y a une politique de reboisement qui permet compenser la déforestation liée à la production industrielle et traditionnelle.

Au-delà de ce tableau, la biomasse est la source d‟énergie la plus rependue et la plus utilisée géographiquement dans le pays, elle est aussi source de revenus et d‟emplois avec des vertus exceptionnelles dans la pharmacopée.

La forêt qui constitue la source principale de la biomasse au Congo devrait être gérée de façon intelligente et prudente pour se prémunir contre la déforestation avec des effets néfastes qu‟elle engendre. La biomasse présente plusieurs opportunités de valorisation, notamment à travers la cogénération, le biogaz et surtout à court terme, par la cuisine avec la vulgarisation des foyers améliorés.


15

1.3. Diagnostic du sous-secteur de l’électricité

1.3.1. Etat des lieux du sous-secteur de l’électricité

1.3.1.1. Etat des lieux de l’offre en électricité

Les sources de production d’électrique

La fourniture en énergie électrique au Congo est assurée par le réseau de la Société

Nationale d‟Électricité (SNE) créée en juin 1967. Il s‟agit d‟un établissement public à

caractère industriel et commercial placé sous l‟autorité du ministère de l‟énergie et de

l‟hydraulique. Ses principales activités sont : la Production, le Transport, la

Distribution et la Commercialisation de l'énergie électrique sur toute l'étendue du

territoire national avec un monopole dans toutes les activités et sur tout le territoire.

Ainsi, l‟énergie électrique provient de 2 principales sources :

Electricité générée par les centrales thermiques ;

Electricité générée par les centrales hydroélectriques.

Les caractéristiques des produits offerts

L‟électricité produite au Congo est livrée aux consommateurs sous forme de trois (3)

types de courants : haute tension, moyenne tension, basse tension, quelques soient

les producteurs.

Les courants les plus connus sont :

le courant alternatif de 220 V, monophasé produit aussi bien par les

producteurs du réseau de la SNE que par les opérateurs en électrification

rurale. Ce produit est principalement proposé aux ménages pour l‟éclairage ;

le courant alternatif de 380 V, triphasé. Ce produit est principalement proposé

aux industriels pour faire fonctionner les machines et les équipements

industriels.

Répartition de la puissance selon les sources d’énergie électrique en 2012

Source : Ministère de l’énergie et de l’hydraulique, 2012


16

Le mix énergétique du Congo est constitué entre autres, des barrages de

de Moukoukoulou (74 MW), d‟Imboulou (120 MW) et du Djoué (15 MW), de la

centrale thermique de Brazzaville (32 MW), de la CEC (300 MW), de la centrale à

gaz de Djéno (50 MW) (8)

(8) Communiqué du Directeur Général Adjoint, Chargé de la Production et du Transport de la SNE paru le 15 OCTOBRE 2014 À 06h21min sur le site : http://www.congopage.com/Electricite-deficit-de-150-MW-pour-50-jour...


17

Système national de production et de transport d’électricité

Source : SNE

SS


18

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

0

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40

60

80

100

120

140

160

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Capacité totale totale produite (GW) Production totale nette (GW)

La capacité de la production globale en énergie électrique

http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=CF#elec

La capacité et la production en énergie électrique en 2012

Source : Rapport IEA (2014) Electricity Information 2014 p. 95 & 99

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

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100

150

200

250

300

350

400

Thermique Pétrole Thermique Gaz Hydroélectrique

Prod

ucti

on (T

Wh)

Capa

cité

(MW

)

Capacité (MW) Production (TWh)

59

%

38%

5%

35

%

61%



19

La production des centrales thermiques au gaz naturel associé

Pour le réseau SNE, Les centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel associé et

au gasoil fournissent la majeure partie de l‟électricité produite par ce type de centrale

en 2013 avec 623 772 MWh, représentant 41 % de la production d‟énergie électrique

totale mais elle est passée à 924 294 MWh, soit 52 % de la production d‟énergie

électrique totale, en 2014(9).

Source : Données Banque mondiale

La production des centrales hydrauliques

Les centrales hydrauliques étaient les principaux fournisseurs d‟électricité au Congo

où elles atteignent 791 GWh en 2011. Depuis 2004, la production d‟énergie

hydroélectrique a globalement enregistré une forte croissance avant de fléchir

légèrement en 2007 avec 335 GWh. La production de pointe a été enregistrée en

2011.

(9) Rapport de la DGAPT 2014

0

100000000

200000000

300000000

400000000

500000000

600000000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Production d’électricité à partir de sources de gaz naturel associé (kWh)

0

100000000

200000000

300000000

400000000

500000000

600000000

700000000

800000000

900000000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Production d’électricité à partir de sources hydroélectriques (kWh)


20

Ministère de l’Energie et de l’Hydraulique

La production des centrales au fuel

Source : Données Banque Mondiale

Evolution croisée de la production d’électricité à partir de l’hydraulique, du gaz

naturel associé et du fuel (kWh)

http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=CF#tpe, consulté 14/01/2015 à 13:28

Les producteurs d’électricité

La SNE reste encore le principal fournisseur d‟électricité au Congo même si le

secteur privé commence à s‟y investir. Un (01) opérateur privé produit de l‟électricité

et alimente ensuite le réseau de la SNE. La société opère ainsi de deux manières :

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

35000000

40000000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Production d’électricité à partir de sources pétrolières (kWh)

0

200000000

400000000

600000000

800000000

1E+09

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Production d‟électricité à partir de sources hydroélectriques (kWh)

Production d‟électricité à partir de sources de gaz naturel (kWh)

Production d‟électricité à partir de sources pétrolières (MWh)

http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=CF#tpe


21

Production d‟énergie électrique en régie avec ses propres centrales

électriques ;

Achat de l‟électricité produite par un producteur privé (CEC).

La part de l‟opérateur privé dans la production d‟énergie électrique a

progressivement augmenté de l‟ordre de 4,7 % de la production totale avec

67.000.000 kWh (67.000MWh) en 2004 pour atteindre 493.000.000 kWh

(493.000MWh) soit une augmentation de 35% de la production totale en 2014.

En ce qui concerne l‟électrification rurale, la production d‟énergie électrique est

assurée entièrement par la SNE à l‟entremise de sa direction générale adjointe,

chargée de la distribution et de la commercialisation.

Source : SNE Production globale d'électricité, 2014

Imbou-lou 30,37%

CEC; 51,62%

MKKL; 17,06%

CED; 0 CTB; 0,13% Impor-tations0,8%


22

Taux de production d’énergie électrique au Congo entre 2013-2014

Désignation

Energies en 10 mois,

MWh

Taux de

participation

(%)

Taux de

variation (%) Tendance

2013 2014

Imboulou 470 901 543 951 30,37 15,51 En hausse

CEC 623 772 924 294 51,62 48,17 En hausse

MKKL 309 341 305 480 17,06 -1,24 En baisse

CED 63 493 0 0 0 /

CTB 4 294 2 351 0,13 -45,24 En baisse

Production

nationale 1 471 802 1 776 077 99,19 20,67 En hausse

Importations 52 455 14 754 0,80 -71,87 En baisse

Production totale 1 524 257 1 790 526 100 17,46 En hausse

Exportations 15 867 18 798

18,47

Production Nette 1 508 389 1 771 729

17,45 En hausse

Source : Rapport d’activité de la Direction Générale Adjointe, Production et Transport, 2014

Grâce à l‟interconnexion d‟Imboulou, de Moukoukoulou, de la CEC et de la RDC, la

grande partie de la production d‟énergie électrique restée concentrée à Brazzaville et

à Pointe-Noire. Elle est passée respectivement de 46.67% à 43.45% soit une baisse

de 3.22% en 2013 et de 44% à 47.35% soit une augmentation de 3.35% en 2014 de

la production totale, principalement grâce à l‟existence des 04 centrales dont 02

hydrauliques et 02 thermiques.

En dehors du réseau interconnecté avec la RDC, les centrales thermiques dans les

départements fonctionnent généralement de manière indépendante et sont destinées

à approvisionner une zone limitée, essentiellement dans leur ville d‟installation et aux

alentours.


23

Carte de localisation des centrales électriques au Congo

Source : SNE

Répartition géographique des centrales selon les moyens de production

En ce qui concerne le réseau SNE, les centrales se trouvent principalement dans les

localités de la Léfini pour la centrale hydroélectrique d‟Imboulou (120 MW), la

Centrale à Gaz de Côte Matève à Pointe-Noire (300 MW), les centrales thermiques à

gasoil et à gaz (32,25 MW) à Brazzaville.

Actuellement, le parc de production est constitué majoritairement par des centrales

thermiques. Voici l‟illustration par le tableau ci-dessous :


24

Source : Ministère de l’Energie et de l’Hydraulique

Evolution de la tendance entre l'offre et la demande entre 1980-2012 (TWh)

http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=CF#elec, consulté le14:11:59 GMT+0100

Les infrastructures de transport et de distribution

Le réseau de transport est constitué de deux îlots à savoir : l‟îlot sud qui commence

de Pointe-Noire à Brazzaville et l‟îlot nord qui va de Brazzaville à Owando. Les deux

îlots sont interconnectés au poste de Tsiélampo à Brazzaville sud. Le Centre

National de Dispatching de Djiri à Brazzaville nord supervise l‟ensemble du réseau

national.

L‟offre en Electricité ne couvre pas en totalité le territoire congolais mais se trouve

essentiellement dans les villes urbaines comme les chefs-lieux des départements et

ses environs. L‟électrification rurale ne concerne actuellement que 12

départementaux.

0

0,2

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0,8

1

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20

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20

09

20

10

20

11

20

12

Production nette d'électricité Consommation nette d'électricité



25

En ce qui concerne le réseau de la SNE, le transport de l‟Electricité concerne la

liaison entre les centrales de production et les centres d‟exploitation composés de

comporte 17 postes 110 KV et 220 KV. La distribution d‟Electricité fait la liaison entre

les centres d‟exploitation et les abonnés. La densité du réseau de transport et de

distribution d‟Electricité peut constituer un indicateur sur l‟importance de la

couverture en Electricité au Congo. La longueur de la ligne de transport atteint

environ 1700 Km de lignes aériennes. Le transport d‟Electricité se trouve dans les

réseaux interconnectés comme Ngo, Oyo, Brazzaville, Loudima, etc.

Les lignes de distribution concernent par contre la liaison des centres d‟exploitation

vers les usagers. Dans les centrales autonomes, l‟Electricité sort des centres de

production pour être distribuée directement aux abonnés dans les villes où se

trouvent les centres. L‟ensemble de ces installations est l‟apanage de la SNE.

En termes d‟extension, un allongement significatif de la ligne de distribution a

concerné principalement les départements de la Sangha et dans les localités d‟Ewo,

Makoua, etc.

Pertes (techniques et non techniques)

L‟infrastructure électrique du réseau de distribution est globalement vétuste et

vulnérable aux variations de la demande et surtout par la défaillance du système de

comptage de la consommation en énergie électrique. En effet, comme le relevé de la

consommation ne s‟effectue pas convenablement, il y a un décalage de 2 mois entre

le moment de la consommation et le suivi/contrôle (la facture envoyée aux abonnés

représente la consommation de deux mois passés), aussi entre temps, la SNE ne

peut vérifier le bon fonctionnement ou la défaillance des compteurs au niveau de

certains abonnés et du vol d‟énergie électrique. Cette situation entraîne des

délestages et des coupures. Les pertes en ligne dues à la vétusté des installations

de distribution atteignent 60% en 2011.

L‟Agence Internationale de l‟Energie, selon le rapport 2014, classe le Congo

deuxième mondial après Haïti en termes de pertes en 2012 (10).

Pertes d'électricité dans le réseau de distribution (TWh)

http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm, consulté le 14/01/2015

(10) IEA (2014) Electricity Information 2014

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm


26

Classification mondiale des pays en termes de pertes d’électricité dans le

réseau de distribution

ans

Source : Rapport 2014 de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE)

Les pertes de transport sont très influencées par le facteur de puissance qui quant à

lui, est imposé par le réseau de distribution (les consommateurs).

Désignation 2013 2014

Energie reçue des centrales, MWh 1 524 257 1 790 526

Energie fournie à la distribution, MWh 1 299 266 1 577 311

Pertes de transport MWh 224 991 213 215

% 14,76 11,91

Rendement du transport (%) 85,24 88,09

Source : SNE, 2014

Incidents d’exploitation dans le réseau de transport

Désignation Dix premiers mois 2013 Dix premiers mois 2014

Nombre Durée Nombre Durée

Black-out total 41 n/d 19 n/d

Black-out partiel 80 n/d 65 n/d

Défauts internes 65 n/d 122 n/d

Défauts externes (RDC) 59 n/d 112 n/d

Source : SNE, 2014

6%

7%

10%

13%

13%

13%

16%

25%

26%

26%

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31%

31%

33%

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50%

55%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

Chine

OCDE

Non-OCDE Total

Afrique

Asie (sans Chine)

Moyen Orient

Non-OCDE Amérique

Zambie

Kyrgyzstan

Nepal

Honduras

Irak

Paraguay

Érythrée

Yemen

Congo

Haiti


27

Chaîne de valeur dans la production d’énergie électrique

La chaîne de valeur du secteur électricité comprend les activités de production, de

transport et de distribution d‟électricité.

La production d‟énergie électrique depuis la libéralisation du sous-secteur est

réalisée à la fois par la SNE et par d‟autres sociétés privées. SNE achète ensuite la

production de la société privée CEC. Le transport et la distribution d‟Electricité sont

effectués par la SNE. Le long de la ligne de transport et de distribution sont installés

des transformateurs afin de transformer l‟électricité haute tension en moyenne

tension et de transformer l‟Electricité moyenne tension en basse tension. Les

produits présentés aux clients sont le courant de haute et moyenne tension HT/MT et

le courant de basse tension.

En ce qui concerne l‟électrification rurale, la production d‟énergie électrique ainsi que

sa distribution sont aussi effectuées par la SNE. Le produit vendu aux clients est le

courant de basse tension. 20

Source : SNE

Transformateur

Electrification

Rurale

Réseau

SNE

SNE Energie électrique

Basse Tension Abonnés

Centrales

SNE

SNE

CEC

RDC

Energie électrique

Haute Tension

Abonnés

Haute Tension

Energie électrique

Moyenne Tension

Energie électrique

Moyenne Tension

Abonnés

Moyenne Tension

Abonnés

Basse Tension

PRODUCTION TRANSPORT-DISTRIBUTION COMMERCIALISATION

Transformateur


28

1.3.1.2. Etat des lieux de la demande en électricité

Description des catégories de consommateurs

Les consommateurs d‟Electricité se divisent en quatre 4 grandes catégories : les

ménages, les industries, le secteur des services, l‟éclairage public.

Les ménages :

Les ménages utilisent essentiellement l‟électricité pour leur besoin d‟éclairage aussi

bien en milieu rural qu‟urbain.

Les ménages constituent le premier consommateur d‟énergie électrique (50 % de la

consommation totale en 2011 pour le réseau de la SNE). Par ailleurs, cette catégorie

de consommateur est le principal facteur d‟augmentation de la puissance installée.

En effet, la consommation en Electricité des ménages se déroule généralement en

fin de matinée et dans la soirée pour satisfaire les besoins en éclairage. Les autres

équipements qui consomment l‟électricité au niveau des ménages sont

principalement la télévision, la radio, les appareils électroménagers. Parmi ces

derniers, le réfrigérateur reste branché en permanence. Les ménages sont classés

dans la catégorie des consommateurs appelés « résidentiels ».

D‟après une étude sur les caractéristiques de l‟éclairage domestique menée sur les

grandes villes, chaque ménage utilise en moyenne 2,1 lampes à incandescence (LI).

Dans l‟ensemble, les LI représentent plus de 50% des lampes utilisées. La puissance

moyenne des LI utilisées par les ménages est de 40 Watts, celle des LFC de 25

Watts et celle des “autres lampes” tourne autour de 100 Watts.

La catégorie « Ménages » est la plus consommatrice d‟énergie du fait de son nombre

élevé, mais avec un pouvoir d‟achat assez faible.

Les industries

Elles utilisent l‟électricité pour alimenter les équipements et les matériels de

production. Les industries consomment généralement les courants de haute et

moyenne tension. Généralement, les usines fonctionnent dans la journée et pour

certains secteurs 24 h/24 h comme le cas des industries pétrolières, les cimenteries

et les industries disposant d‟installation frigorifiques à grande échelle.

Les PME et le secteur des services

Ce sont les entreprises qui consomment l‟énergie électrique pour faire fonctionner les

matériels bureautiques. Elles consomment généralement de l‟électricité de basse

tension. En milieu rural, le secteur de la restauration constitue l‟essentiel des activités

économiques qui utilisent l‟électricité.


29

L’éclairage public

Cette catégorie représente le service public pour l‟éclairage des grandes

agglomérations et ce service est sous-traité par la société privée EGET.

L’administration

L‟administration regroupe les institutions publiques dont les ministères et elle est

placée dans la catégorie des résidentiels. L‟administration comprend les différents

Ministères, les forces armées qui relèvent du Budget général, les Universités, les

EPIC EPA, les collectivités décentralisés qui relèvent du budget de l‟Etat.

Evolution croisée de la consommation par catégorie des secteurs (Ktep)

Source ministère de l’énergie et de l’hydraulique

Taux d’accès à l’électricité

Les investissements dans la production et le transport d‟énergie électrique n‟ont pas

été accompagnés d‟un programme intensif d‟électrification. L‟accès à l‟énergie

électrique au Congo reste faible, inférieur à la moyenne des pays africains pairs

aussi bien en zones urbaines que rurales. Selon les résultats du rapport du cabinet

Emery Mukendi Wafwana & Associates du 28 février 2014, le taux d‟accès à

l‟électricité est de 45 % certes supérieur à la moyenne de l‟Afrique subsaharienne de

16% avec des disparités entre les zones urbaines de 50% en milieu urbain et de 5,6

% en milieu rural.

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1200,00

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

ménages services industrie


30

Evolution du taux d’accès à l’électricité entre 2003-2012

Source : African Statistical Yearbook 2012 / Annuaire Statistique pour l'Afrique ; 2012

L’évolution de la consommation d’énergie électrique

Consommation nette d’électricité entre 1980-2012

Source : EIA

0

10

20

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40

50

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Taux d'accès


31

Evolution croisée des consommations basse tension (BT) et haute

tension/moyenne tension (HT/MT)

Source : Ministère de l’énergie et de l’hydraulique

Evolution de la consommation dans les plus grandes agglomérations

Régions

d’exploitation

Janvier à octobre (MWh) Taux de

variation (%)

Taux de répartition

(%) 2013 2014

Brazzaville 606 377 685 396 13,03 43,45

Pointe-Noire 572 302 746 814 30,49 47,34

Bouenza 54 355 36 155 -33,48 2,29

Niari 29 610 60 821 105,40 3,85

Plateaux-Cuvettes 36 621 48 124 31,41 3,05

Total 1 299 266 1 577 311 21,40 100

Source : SNE, 2014re 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Le prix de l’électricité

Au niveau de la production (offre)

Le prix de l‟électricité vendue à la SNE est librement fixé entre les producteurs et la

SNE, le prix de l‟électricité vendue aux utilisateurs finaux est réglementé. Par contre

Les exportations vers la RDC sont en augmentation régulière pendant qu‟aucune

disposition contractuelle entre SNE et SNEL ne permet de valoriser l‟énergie

transitée vers Kinshasa. Rappelons ici que les parties sont d‟accord pour aller vers

un contrat d‟échange, mais la question tarifaire, qui requiert l‟avis du gouvernement

étant donné ses répercutions au plan politique et sur le pouvoir d‟achat des

0

100

200

300

400

500

600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Consommation BT Consommation HT/MT


32

congolais, reste un obstacle à lever. La SNEL demande en effet une révision du prix

du kilowattheure de 15,01 à 21,68 FCFA.

La même question tarifaire reste posée avec la CEC, qui propose 25 FCFA le

kilowattheure alors que la SNE le demande à 15 FCFA, pour la conclusion d‟un

contrat définitif de fourniture d‟énergie de CEC à SNE.

Au niveau des consommateurs (demande)

Les tarifs de l‟électricité au Congo sont en principe réglementés par l‟arrêté n°681 du

19 mars 1994 portant revalorisation des tarifs d‟électricité en République du Congo.

Ledit arrêté fixe en particulier les tarifs de l‟électricité de manière forfaitaire.

Si l‟électricité constitue un bien essentiel et exige à ce titre la prise en compte de la

situation sociale des populations, particulièrement des couches défavorisées, dans la

tarification, en revanche, le régime du forfait présente l‟inconvénient de ne pas

refléter les coûts de production de l‟électricité et la consommation réelle des clients. Il

en découle la nécessité d‟une politique tarifaire conciliant les objectifs sociaux et la

nécessité de recouvrer les coûts de production.

Le tarif d‟électricité au niveau des consommateurs n‟a pas connu une hausse depuis

plusieurs décennies malgré l‟augmentation des paramètres économiques (prix du

combustible, taux d‟inflation), le mécanisme d‟ajustement tarifaire n‟est pas appliqué

au Congo.

Grille tarifaire moyenne tension (MT) / basse tension (BT)

Moyenne Tension Basse Tension

Puissance (kW) < 150 > 150 Mono

1,2 à 3

Mono

5 à 9

Mono

11,2

Triphasé

12 à 32

Prix unitaire (kWh) 25,44 28,68 49,08 44,64 43,56 43,56

Mais le Gouvernement congolais envisage d‟adopter une nouvelle tarification en

matière de vente et de consommation d‟électricité, sur la base des coûts réels et de

la capacité des différentes catégories des consommateurs (gros consommateurs,

structures administratives, ménages, semi-industriels, résidentiels...) (11).

Satisfaction de la demande

Evolution du nombre de branchements MT/BT par la SNE

(11) http://www.congo-site.com/Examen-des-termes-de-reference-de-l-etude-tarifaire-et-la-demande-

du-secteur-de-l-electricite-au-Congo_a13703.html


33

Localités 2009 2010 2011 2012

Brazzaville 237 251 596 664

Pointe-Noire 237 251 263 296

Dolisie 24 25 29 32

Bouenza 14 15 15 18

Plateaux-Cuvettes 1 2 2 2

Total 557 577 596 664

Source : SNE

Evolution du nombre de branchements MT/BT

Source : Données SNE

Evolution du nombre de branchements en zone rurale

En République du Congo, le taux d‟accès à l‟électricité n‟est que de 5,6 % en milieu

rural. L‟impact résolument positif de l‟électrification rurale en termes de

développement économique, d‟équité sociale ou d‟aménagement du territoire a

conduit à l‟adoption de dispositions législatives et réglementaires spécifiques (12).

La promotion de l‟électrification rurale est assurée par l‟agence nationale

d‟électrification rurale (ANER), conformément à la loi n° 15-2003 du 10 avril 2003

susvisée. Cette agence est chargée de planifier les électrifications rurales, de réaliser

les études techniques et économiques nécessaires à l‟électrification en milieu rural,

de réaliser par voie d‟appel d‟offres des travaux d‟électrification rurale, d‟élaborer des

dossiers d‟appels d‟offres pour la mise en gestion de l‟électrification rurale, de

(12)

Rapport d’évaluation de projet, septembre 2012

0

100

200

300

400

500

600

700

2009 2010 2011 2012

Brazzaville Pointe-Noire Dolisie Bouenza Plateaux-Cuvettes


34

promouvoir des technologies nouvelles d‟électrification rurale et de rechercher des

financements destinés aux programmes d‟électrification rurale (13).

En outre, conformément à la stratégie gouvernementale approuvée par décret n°

2010-822 du 31 décembre 2010 susvisé, la gestion des infrastructures de production

et de distribution de l‟électricité dans les centres ruraux, actuellement assurée par la

SNE, doit être provisoirement confiée à l‟ANER. Cette gestion sera in fine transférée

aux collectivités locales dans le cadre de la décentralisation.

Par ailleurs, le Code de l‟électricité introduit une souplesse en matière d‟appel

d‟offres dans le sous-secteur de l‟électrification rurale. En effet, son article 51 prévoit

que la production, notamment des centrales de faible puissance, le transport, la

distribution et la vente de l‟électricité en milieu rural peuvent être opérés sur simple

autorisation du ministre en charge de l‟énergie électrique, sans qu‟il soit besoin de

recourir à l‟organisation préalable d‟une procédure d‟appels d‟offres.

Accès aux infrastructures

électriques et aux services

énergétiques accrus

Nombre de personnes ayant accès à

l‟électricité

1 275 000 en

2011

Nombre de personnes ayant accès à

l‟électricité en milieu rural 140 000 en 2011

Nombre de ménages raccordés au

réseau électrique en milieu rural 35 000 en 2011

Réseaux en MT construits Longueur 33 kV construits 200 Km en 2012

Postes de transformation

MT/BT créés Nombre de postes MT/BT réalisés 996 en 2012

Réseaux en BT construits Longueur des réseaux BT construits 6 400 Km en

2012

Eclairage public Nombre de centres urbains électrifiés 20 en 2012

Nouvelle localités électrifiées Nombre de localités électrifiées 17 500 en 2012

Nouveaux ménages raccordés Nombre de branchements 320 000 en 2012

(13)

Articles 2 et 22 du décret n° 2007-291 du 31 mai 2007 portant approbation des statuts de l’agence nationale d’électrification rurale, précité.


35

Comparaison des tarifs de l’électricité du Congo par rapport aux pays de

l’Afrique subsaharienne

Tarif résidentiel réel à 100 kilowattheures

Source : Natalya Pushak et CelciliaBriceño-Garmendia, Rapport-pays : Infrastructure de la

République : une perspective continentale, Infrastructures Africaines/Une transformation

impérative, mars 2010, page 11

Recouvrement des coûts par les sociétés d’électricité et facilité d’accès à

l’électricité


36

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

4500000

19

71

19

73

19

75

19

77

19

79

19

81

19

83

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

95

19

97

19

99

20

01

20

03

20

05

20

07

20

09

20

11

Population (habitant) Consommation énergie (tep)

0

500000

1000000

1500000

2000000

0

5E+09

1E+10

1,5E+10

2E+10

PIB (US$ 05 ppa) Consommation énergie (tep)

Source : Rapport FMI : Réforme des subventions énergétiques en Afrique subsaharienne

expériences et enseignements, Avril 2013 ; page 23 consulté 20 janvier 2015.

Evolution croisée de la population et la consommation d'énergie au Congo

Source: Sylvain Odette, Cours de Prévision en Energie _DESS-Congo, 2014

Evolution croisée du PIB et la consommation d'énergie au Congo

Source: Sylvain Odette, Cours de Prévision en Energie _DESS-Congo, 2014


37

1.3.2. Analyse du sous-secteur électricité

1.3.2.1. Analyse globale

Estimation de la population totale

La croissance de la demande d‟électricité sera un facteur de décision clé pour la

construction des nouvelles centrales et lignes de transport. Les changements

démographiques et l‟évolution des abonnés seront les principaux déterminants de la

demande d‟électricité. On s‟attend à ce que le Congo connaisse une croissance

positive, et plus rapide de la demande d‟électricité au cours de la prochaine

décennie. Il faut des politiques de gestion de la consommation pour réduire les

émissions de GES, et de l‟introduction de normes pour les appareils

électroménagers.

La croissance démographique du Congo constituera l‟un de ses principaux défis pour

les années et la décennie futures. L‟estimation de l‟évolution de la population est

basée sur le nombre de population de World Population Prospects 2012, avec un

taux d‟accroissement annuel de 2.6 %. Pour faire la prévision des données jusqu‟en

2025, nous avions utilisé la formule de la croissance sous Excel sur les données

historiques existantes.

Figure 2. Courbe d’évolution de la population de 2015 à 2025

Source: World Population Prospects: The 2012 Revision (Updated: 13 June 2013)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Population 4 67 4 78 4 90 5 01 5 14 5 26 5 40 5 53 5 67 5 82 5 97

-

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

Po

pu

lati

on

(M

ille

)

http://knoema.fr/sys/browse/UNWPP2012R


38

Analyse de l’évolution croisée de la production d’électricité à partir du gaz

naturel associé, du pétrole et de l’hydraulique

Résultats obtenus à base des données de la source http://knoema.fr/atlas/topic/Energie.

Les sources hydrauliques et gazières suivent la même tendance, elles évolueront de

façon exponentielle jusqu‟à s‟avoisiner en 2025, par contre les sources pétrolières

tendront vers leurs déclins en 2025. Les sources gazières sont polluantes, il faudra

déjà orienter les choix vers les énergies renouvelables en dehors des sources

hydrauliques afin de respecter la ratification du protocole de Kyoto.

Estimation de la demande en énergie électrique

La consommation en électricité comprend la consommation BT, représentée en

grande partie par les ménages raccordés au réseau de la SNE et la consommation

HT/MT, représentée par les industries.

Le nombre d‟abonnés BT, HT/MT est estimé à partir de trois scénarii, suivant le taux

d‟électrification (14) :

Scénario I : le taux d‟accès est stationnaire à 45 % de 2015 à 2025. Dans ce

scénario, les ménages ruraux restent toujours marginalisés en terme d‟accès

à l‟électricité, comme le cas actuel avec 5.6% des ménages ruraux seulement

accédant à l‟électricité par rapport aux ménages ruraux totaux, selon le

DSCERP 2012-2016 (15);

Scénario II : le taux d‟électrification est en évolution progressif entre 45% et

60%, de 2015 à 2020 avec la mise en service des centrales de Liouesso et du

Djoué et à 90% avec la construction de la centrale de Sounda.

(14)

Taux d’accès (Ta) : nombre d’abonnés électrifié par rapport au nombre total de ménages. (15)

Plan National de Développement CONGO 2012-2016 LIVRE 1 : DSCERP 2012-2016 page 235

-

500 000,00

1 000 000,00

1 500 000,00

2 000 000,00

2 500 000,00

3 000 000,00

-

5 000,00

10 000,00

15 000,00

20 000,00

25 000,00

30 000,00

35 000,00

40 000,00

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Production d‟électricité à partir des sources de gaz naturel (MWh)

Production d‟électricité à partir des sources pétrolières (MWh)

Production d‟électricité à partir des sources hydrauliquesl (MWh)


39

Scénarii Scénario I Scénario II

Années 2015 2020 2025 2015 2020 2025

Taux d‟accès 45% 45% 45% 45% 60% 90%

Evolution croisée de la consommation et du PIB

Résultats obtenus à base des données du cours Sylvain Odette sur la planification

énergétique et la prévision de la demande, DESS Gestion de l’énergie 2014

Résultats obtenus à base des données de la source data OECD iLibrary, extrait le 09 Mai

2014 02:23 UTC (GMT)

Scénario I : Statu quo - taux d’accès à l’électricité égal à 45%

En considérant une augmentation du nombre de ménage total suivant le taux

d‟accroissement démographique actuel (2.6 %), avec le maintien du taux d‟accès à

l‟électricité actuel de 45 % et du niveau de consommation électrique, la demande

totale serait alors estimée à 4 604 944,72 MWh en 2020 à 5 934 571,36 MWh en

2025.

Scénario II : Evolution progressif de 45% à 60% entre 2015-2020 et 90% en 2025

du taux d’accès à l’électricité

Pour ce scénario, La consommation évoluera en deux (2) phases : entre 2015 et

2020, elle passera de 2 055 309 426,72 kWh à 3 073 604 548,6 kWh soit une

hausse de 1 018 295 121,89 kWh (49,5%). De 2021 à 2025, la consommation

passera de 3 332 091 295,35 kWh à 4 296 289 446,20 kWh soit une hausse de

964198150,85 kWh (28.9%).

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

0

5

10

15

20

25

30

35

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

PIB (US$ 05 ppa) Consommation énergie (tep)


40

1.3.2.2. Analyse FFOM du sous-secteur de l’électricité

Forces


social

La production hydroélectrique offre un coût de

production faible : 25 FCFA


santé

Une centrale hydroélectrique produit de l‟énergie

renouvelable. Elle ne pollue pas, réduit le taux

d‟émission du carbone.


technique

Une centrale hydraulique peut être exploitée sur une

longue période ;

La puissance disponible peut être maintenue à son

niveau maximal.

La mise en place d‟une centrale thermique peut se

faire rapidement ;

Indisponibilité des compétences techniques au Congo

Aspect juridique,

politique et gouvernance

Le partenariat avec EDF accompagne la SNE à la

réflexion et à la prise de décision en matière de

système de production d‟énergie électrique afin de

satisfaire la demande, de choisir les meilleures

combinaisons sur la stabilité du réseau.

Menaces et faiblesses

Aspect énergie et

satisfaction des besoins

La demande en électricité est essentiellement tirée

par les résidentiels. C‟est la multitude de

consommateurs qui fait gonfler la demande mais pas

la consommation par ménage ;

Le nombre élevé des délestages ;

La vétusté du réseau de distribution ;

Le nombre élevé des pertes ;

L‟insuffisance du volume des investissements affecté

à l‟entretien et au renouvellement des infrastructures

énergétiques ;

Le non fonctionnement FDSEL, qui doit financer les

investissements du secteur ;

L‟ARSEL qui est chargée de réguler, contrôler et

superviser les activités de tous les intervenants du

secteur de l‟électricité ne dispose pas de ressources

et de compétences adéquates et n‟est pas encore

indépendante dans la mesure où elle est placée sous

la supervision du MEH en lieu et place de son conseil

d‟administration ;


41

La non révision des tarifs pour refléter les coûts réels

de production et de distribution explique en partie les

difficultés financières de la SNE ;

L‟inadéquation entre le coût de vente du kWh et le

coût de production du fait que le prix du KWh fixé à

0,15 dollar est inférieur au coût moyen de production

estimé à 0,28 dollar ;

L‟inégalité prévaut par rapport au développement du

sous-secteur électricité : électrification rurale

enregistre un retard par rapport aux milieux urbains.


social

Les ménages qui constituent la grande majorité des

consommateurs possèdent un faible pouvoir d‟achat ;

La structure de la demande dominée par ces

utilisateurs à faible revenu par rapport aux industriels

continuera à affecter la rentabilité des centres

d‟exploitation.


santé

Le changement climatique entrainant la diminution de

la pluviosité, la dégradation de l‟environnement,

notamment le déboisement sur les bassins versants

réduisent la disponibilité de la ressource en eau dans

les rivières ou fleuves ayant un potentiel

hydroélectrique.


technique

La capacité technique des opérateurs privés

intervenant notamment dans le cadre de

l‟électrification rurale n‟existe pas encore en matière

de gestion de centre d‟exploitation ;

Sans amélioration, extension et interconnexion

réseau plus importante, il sera difficile de valoriser le

potentiel hydraulique.

Aspect juridique, politique

et gouvernance

L‟interférence de la politique dans la gestion de la

SNE ;

Le manque d‟un bon management.

Opportunités

Aspect énergie et

satisfaction des besoins

La vie sociale et économique du pays a besoin

d‟électricité pour tourner, notamment le secteur

de l‟industrie et les ménages ;

Le marché de l‟électricité est encore ouvert car le

taux d‟accès est encore faible.

La demande de branchement est supérieure aux

branchements réalisés ;


42


technique

Le Congo possède une ressource hydraulique

importante : officiellement, 14 000 MW alors que

seulement 194 MW sont exploités ;

Evolution technologique : vers une diminution de la

consommation électrique des équipements comme

les lampes à basse consommation.

Aspect juridique, politique

et gouvernance

Le secteur est libéralisé au Congo

Textes réglementaires considérés comme assez

complets avec les institutions sensées les appliquer :

ARSEL, ANER ;

Dispositif particulier destiné à promouvoir

l‟électrification rurale avec ANER et le Gouvernement

pour supporter en totalité les investissements

Conclusion du sous-secteur électricité

Pour le sous-secteur de l‟électricité au Congo, on peut retenir les informations

suivantes :

Augmentation exponentielle de la demande à partir 2010 dans les zones urbaines et rurales ;

L‟offre disponible mais ne satisfait pas la demande ; Vétusté des installations du réseau de distribution ; Pertes considérables au-dessus de 50%, deuxième pays mondial après Haïti ; Impacts environnementaux importants causées par la mise en place des

infrastructures de production hydroélectrique, notamment sur la faune et la flore ;

la facturation est en déphasage par rapport aux coûts réels ou coût unitaire moyen de production d‟électricité;

Faible taux d‟accès à l‟électricité, surtout en milieu rural car la plupart des localités situées loin des centres urbains ne sont pas raccordées au réseau national de distribution d‟énergie;

Le cadre institutionnel s‟est renforcé avec la présence d‟institutions comme l‟ANER, ARSEL et FSDEL mais leur fonctionnement pose encore des difficultés évidentes ;

Réseau de transport non de bouclé mais radial depuis la partie méridionale jusqu‟à dans la partie septentrionale ;

Augmentation de la part de la production d‟électricité à partir des centrales au gaz naturel associé et au fuel dans la production totale d‟électricité du pays;

Forte potentielle hydraulique mais peu valorisée.


43

1.4. Diagnostic du sous-secteur pétrolier

Il faut rappeler que le sous-secteur pétrolier est subdivisé en deux domaines bien

distincts de la chaine des activités : il y a d‟une part l‟amont pétrolier qui concerne les

activités de recherche, exploration, la production, la commercialisation du brut, et

d‟autre part, l‟aval pétrolier concernant le raffinage, le transport, le stockage et la

distribution des produits pétroliers. Cette distinction est fondamentale parce que ces

deux domaines ne répondent pas à la même juridiction au Congo.

1.4.1. Etat de lieux du sous-secteur pétrolier 1.4.1.1. Etat de lieux de l’offre du sous-secteur pétrolier

Les réserves et la production

L‟activité pétrolière au Congo a réellement débuté à la fin des années 50 (1958) avec

l‟exploitation du champ d‟Emeraude. L‟essentiel des activités pétrolières est en

onshore ou en offshore dans la zone côtière du département de Kouilou à Pointe-

Noire. La République du Congo dispose de deux bassins sédimentaires à savoir :

Le Bassin Côtier, 43300 Km² en Offshore et 11900 Km² en On shore avec 60

objets identifiés (30 objets dans les zones libres), environ 2 milliards barils

possibles et 500 millions à prouver dans les champs en exploitation et 858

millions de barils de réserves possibles à prouver dans les titres en recherche;

Source : MHC

Le Bassin de la Cuvette Centrale avec ses 110.623,5 Km2 environ de

superficie, permis NGOKI : Existence des objets (prospects) et le reste du

bassin : présence des épaisseurs sédimentaires importantes variant de 3 500

à 7 500 mètres.


44

L‟exploitation pétrolière est concentrée dans le bassin côtier. Plusieurs champs en

production sont actuellement en phase mature, d‟où la nécessité de promouvoir les

zones libres pour relancer la production.

Source : MHC

Les opérateurs pétroliers étaient liés à l‟Etat congolais jusqu‟avant 1994 dans un

contrat de concession, depuis lors, le code des hydrocarbures, susmentionné, a

vulgarisé le contrat de partage de production. C‟est ce cadre juridique et fiscal qui a

permis l‟exploitation pétrolière ces deux dernières décennies. Aujourd‟hui un

nouveau code des hydrocarbures est en cours d‟élaboration et pourrait entrer en

vigueur courant cette année 2015.

La République du Congo compte parmi les plus grands producteurs de pétrole brut

en Afrique, classée septième en 2011 en Afrique et 4ème en Afrique subsaharienne,


45

avec une production estimée entre 102,2 à 127 millions de barils par an. Sa

production journalière peut être estimée à 280 000 barils ces cinq dernières années.

Source : U.S. Energy Information Administration

De façon générale, l‟évolution de la production est en croissance constante avec des

légères chutes en 2003, en 2007 et en 2013. L‟un des faits marquant de ces

dernières années c‟est l‟atteinte de la production à plus de 300 000 barils/jour en

2010, grâce à l‟augmentation de la production des gisements en développement et à

la bonne gestion des gisements arrivés à maturité selon les experts du Ministères

des Hydrocarbures. Il faut tout de même rappeler que la production pétrolière a subi

des chutes brutales et vertigineuses pendant les années 2003 et 2007 dues à la

maturité de nombreux champs mais aussi au retard de certains travaux de

maintenance et aux arrêts de puits de production. Avec la mise en exploitation du

champ de Moho-Nord en fin 2015, la production pourrait dépasser le cap de 350 000

barils le jour en 2016.

De 1994 à 2013, le rythme annuel de croissance de la production pétrolière au

Congo est en moyenne d‟environ 3% avec un pic en 2010.

Plusieurs facteurs peuvent expliquer cette progression, on peut citer entre autres :

l’intensité des recherches et des investissements rendue possible grâce au

volume de réserves prouvées (1.6 milliards de barils) dans le bassin côtier.;

le cadre juridique et fiscal notamment le Code des Hydrocarbures de 1994 a

contribué à l‟attraction des investissements pétroliers avec la vulgarisation du

contrat de partage de production;

-

50

100

150

200

250

300

350

Production annuelle (mille barils )

Production(Thousandbarrels daily)


46

la technologie de plus en plus capitalistique qui a permis d’exploiter les

champs les plus complexes tout en améliorant le taux de succès des forages

d‟exploration, en particulier dans les zones géologiquement complexes

comme l‟offshore profond à Pointe-Noire ;

le prix du baril sur le marché pétrolier a rendu économiquement rentable

l‟exploitation pétrolière, comme le montre ce graphique :


etc.

Evolution et tendance des réserves

0

50

100

150

200

250

300

350

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

Prix du baril

Productionjournalière


47


Jusqu‟à peu avant 1994, les réserves prouvées du pétrole au Congo n‟ont jamais

dépassées 800 millions de barils. A partir de 1994 avec le nouveau code des

Hydrocarbures qui a certainement relancé les recherches et l‟exploration, les

réserves sont passées d‟environ 700 millions à 1.7 milliard de barils entre 1980 et

1999 avant de se stabiliser autour de 1.6 milliards de barils jusqu‟en 2013. Au fur et à

mesure que les recherches s‟opèrent, les nouvelles découvertes font augmenter les

réserves. La Société Eni-Congo, par exemple, a fait une importante découverte en

2014 d‟environ 1 milliard de barils équivalent pétrole (pouvant aller jusqu‟à 4 milliards

de barils) sur place contenant à 80% du pétrole sur le prospect Minsala Marine, sur

le bloc Marine XII, à environ 35 km au large de Pointe-Noire et à 12 km de la récente

découverte Néné Marine au Congo (16).

(16) Ministère des Hydrocarbures

-

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

19

80

19

82

19

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19

86

19

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19

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19

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19

94

19

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19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

Réserves prouvées (milliards de barils)

Rservesprouvées…


48

Le nombre de champs en production et des opérateurs

Operateurs Champs Operateurs Champs

Congorep Emeraude Ikalou/Ikalou Sud

Likouala Loango Pérenco Likouala Est Zatchi

Yanga Kitina Sendji Djambala Tchibouela ENI Congo Mwafi Tchibouela Est Foukanda Tchendo Awa - Paloukou

Kombi Kouakouala Likalala M'Boundi TEP Congo Tchibeli Zingali Litanzi Loufika

Libondo MURPHY Azurite

N'kossa &Nkossa Sud SNPC Mengo/Kundji/Bindi

Nsoko AOGC Pointe Indienne

Butane Nkossa&Nkossa Sud CMS Noméco Yombo

Propane Nkossa&Nkossa Sud PREST OIL Tilapia

Butane Nsoko Propane Nsoko Moho - Bilondo

Source : MHC

Comme on peut le constater sur le tableau ci-dessus, l‟exploitation pétrolière au

Congo est d‟une forte intensité comprenant des grands majors comme Total et Eni

(les plus anciens et détiennent la plus grande part, soit près de 70% de la production

totale) et plusieurs indépendants.

Chaque champ pétrolier produit un type de pétrole particulier qui correspond à des

caractéristiques géo-physico-chimiques plus ou moins similaires selon la proximité

des champs ou selon le degré API (American Petroleum Institute). Ces pétroles sont

évalués par rapport au Brent et classifiés au sein de trois catégories de brut selon

leur degré API suivants :

le Nkossa blend, (pétrole léger avec un degré API supérieur à 31,1 °, soit au

tour de 35° API) ;

le Ndjéno blend et Azurite (pétrole moyen si l'API est compris entre 22,3 ° et

31,1 °, soit autour de 27° API pour le Ndjéno et 25° API pour l‟Azurite) ;

le Yombo (pétrole lourd si l'API est compris entre 10 ° et 22,3 °).


49

Répartition des réalisations par opérateurs en 2013

Source : MHC

Source : Document de Stratégie pour la Croissance, l’Emploi et la Réduction de la Pauvreté (DSCERP) 2012-2016, page 136

Au rythme actuel de production, selon le graphique ci-dessus, l‟épuisement des

réserves actuelles du Congo peut intervenir à partir des années 2060. Les réserves

prouvées représentent 23%, 33% de réserves possibles, 11% des réserves à

découvrir, 6% à prouver et 27% déjà produites.

-

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

0

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100

150

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250

300

350

65 68 71 74 77 80 83 86 89 92 95 98 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58

Milliards barils réserves

Milliers barils Jour

ANNEE

Evolution de la production et des réserves

Productions (Milliers barils /Jour) Réserves résiduelles (millions barils)


50

Source : STP/DSCERP, Données des Ministères des Mines et Hydrocarbures et secteur

privé

La sous-traitance et les services de soutien à la production

Les sous-traitants et les prestataires de services sont généralement organisés sous

forme de sociétés locales ou de filiales de groupes internationaux, autour de grands

pôles de services spécialisés, à savoir :

les services spécialisés typiquement pétroliers dans les domaines ci-après : la

géophysique, la géologie, le forage, les essais de production, HSE,

l‟instrumentation, l‟ingénierie, la construction et la fourniture des installations et

des équipements, les travaux et la maintenance, l‟inspection et le contrôle de

qualité, le trading, Etc…

les autres services spécialisés relevant des domaines non pétroliers mais

adaptés à la filière pétrolière sont :

- le traitement de l‟information spécialisée et la communication,

- la mobilisation et la gestion des ressources financières,

- le transport aérien, maritime et terrestre,

- la fiducie, l‟expertise des cabinets et autres services de consulting,

- la fourniture des services généraux,

- les approvisionnements, le transit, le catering et autres prestations

associées, etc.

Ces sous-traitants et prestataires de services peuvent être classés de la manière

suivantes :

Réserves totales Pétrole (toutes catégories) = 8,25 milliards de barilsRéserves récupérées fin 2010 = 2,25 Milliards barils Réserves restantes fin 2010 (toutes catégories) = 6 Milliards barils

DÉJÀ PRODUIT; 2,25; 27%

RESERVES PROUVEES; 1,9;

23%

POSSIBLE; 2,745; 33%

A PROUVER; 0,5; 6%

A DECOUVRIR; 0,858; 11%


51

des fournisseurs d‟intrants (plastiques, tuyauterie, gaz, lubrifiants) : EXA

INTERNATIONAL, CONGO OCEAN, etc.;

des fournisseurs de main-d‟œuvre (sociétés de placement de main-d„œuvre

sur les plateformes de forage et les sites d‟exploration on shore);

des sociétés d‟ingénierie (Bureaux d‟études) et prestations de services dans

les nouvelles technologies (Matériels & logiciels) : GEOREX CONGO, PFI,

UPSTREAM, AFRICAN ENERGY, GULF OIL & GAZ, SYS+NET, CIM, IAD,

ARD;

des constructeurs et fournisseurs d‟infrastructures ou de prestations

spécialisées : CSCEC, BAKER HUGHES, FORSPAC, SENIG,

HALLIBURTON;SCHLUMBERGER, PROSAFE, FMC ;

des fournisseurs de services logistiques (Handling, hélicoptères, services à

quais).

Les impacts environnementaux de l’activité pétrolière de l’amont pétrolier

Compte tenu de la faiblesse de la réglementation et de l‟insuffisance des moyens de

suivi et de contrôle des impacts environnementaux, on peut relever, à travers les

recherches effectuées, quelques sources de pollution liées à l‟activité pétrolière au

Congo ces dernières années, à défaut de l‟insuffisance des données.

Le Trafic maritime dans la région au large des côtes de l´Afrique de l´Ouest est

constitué essentiellement de vraquiers, mais de nombreux navires pétroliers font

également partie de ce trafic maritime (Woodside, 2002). Chaque année, entre 200

et 400 millions de tonnes de pétrole brut et de produits raffinés sont transportés

notamment du Congo et de l'Angola vers les pays européens et les Etats-Unis

(UNEP, 2004)17. Les autorités congolaises, certainement plus concernées par ce

type de pollution, n'ont pas hésité à adhérer en 1973 à la convention internationale

pour lutter contre la pollution causée par le transport maritime du pétrole. La Loi n°

06-83 du 27 janvier 1983, portant approbation de l'adhésion de la République

Populaire du Congo à la convention pour la prévention de la pollution des navires,

est le premier texte international sur la protection de l'environnement marin auquel le

Congo a adhéré.

Les eaux de ballast sont, en général, associée au nettoyage des citernes des gros

navires pétroliers au large du terminal de Djéno et au port de Pointe-Noire où se

déroule le chargement du pétrole brut et des produits raffinés à l‟exportation. Quand

les navires pétroliers ont déchargé leur cargaison dans les pays consommateurs, ils

retournent à vide vers les pays producteurs. Lors des débuts du transport maritime

pétrolier, les résidus de pétrole dans les citernes vides étaient nettoyés à l'eau et le

mélange d'eau et de pétrole était directement rejeté en mer. De plus, les eaux de

17

Cités par Sandra Kloff et Clive Wicks (2004) : Gestion environnementale de l'exploitation de pétrole

offshore et du transport maritime pétrolier, Membres de la Commission de l'UICN des Politiques Environnementales, Économiques et Sociales – CEESP, Page 17


52

ballast étaient directement chargées dans les citernes vides et sales. Ces eaux sales

étaient à leur tour rejetées en mer en grande quantité durant cette époque.

La pollution provenant des installations pétrolières offshore est provoquée par des

études sismiques suivies des forages exploratoires. Le développement de

l´exploitation du pétrole offshore s'accompagne aussi d'un accroissement du trafic de

navires de soutien et de pétroliers. Les impacts généraux du développement pétrolier

en générale incluent : du bruit et des vibrations lors des sismiques, des déchets de

production solides et liquides, un accroissement de la turbidité de l´eau lié au

dragage, une perturbation des fonds marins, un évitement de la zone par la faune

marine comme des poissons et les mammifères marins à cause du bruit lié à la

construction, la vibration et la présence d'équipements érigés, des invasions

possibles d'espèces exotiques transportées par les eaux de ballast des navires

d'assistance/de soutien et des pétroliers (Steiner, 2003 ; Wills, 2002 ; Patin, 1999)18.

Les fluides et déblais de forage pendant les forages exploratoires. Les opérations de

forage introduisent du pétrole et une grande variété d'autres composés chimiques

complexes dans l'environnement à travers les fluides et les déblais de forage. Une

plateforme de production peut rejeter environ 60.000 m3 de fluides de forage et

15.000 m3 de déblais de forage après le forage moyen de 50 gisements

exploratoires19. Les boues sont généralement constituées d'agents gélifiants et de

défloculation (argiles bentonite), d'agents contrôlant la filtration, de substances de

contrôle d'ions et de pH, de barytes, de biocides, d‟inhibiteurs de corrosion, de

lubrifiants, d'agents anti-mousse et de traces de métaux lourds (arsenic, baryum,

chrome, cadmium, plomb, mercure etc.)20

Les eaux de production dont les volumes varient considérablement tout au long de la

durée de vie d'un gisement provoquent des écoulements importants. Les volumes

typiques pour un gisement de la Mer du Nord varient de 2.400 m3/jour à 40.000

m3/jour (E&P forum/UNEP, 1997). Les eaux de production sont constituées en

majorité d'eau du réservoir à pétrole, relativement chaude, contenant du pétrole

dissous et dispersé, de fortes concentrations en sel, de métaux lourds,

d‟hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAPs), pas d'oxygène et parfois des

matériaux radioactifs (Steiner, 2203; Wills, 2002; Patin, 1999)21 qui dégradent

naturellement l‟écosystème marin.

Les impacts écologiques des déversements des déchets de production. Les quatre

méthodes possibles pour se débarrasser des déchets de production sont : le rejet

par-dessus bord, le transfert à terre, la réinjection dans la structure géologique ou le

18

Cités par Sandra Kloff et Clive Wicks (2004), page 26 19

Cités par Sandra Kloff et Clive Wicks (2004), page 28 20

Molingo MBEMBA-KIELE (Avril 2014) : gestion des produits chimiques dans le secteur pétrolier, CIEHC 2, Brazzaville 21

Cités par Sandra Kloff et Clive Wicks (2004), page 29


53

stockage dans le cœur de la plateforme ou d´autres structures comme des cuves

spécialement construites dans les fonds marins. Le rejet à la mer est la méthode la

plus simple et la moins chère mais c'est aussi, malheureusement, la méthode la plus

dangereuse pour l‟environnement22.

Les opérations de routine sur les terminaux engendrent également de petits

déversements accidentels de pétrole lorsque le pétrole est chargé et déchargé des

pétroliers. Cela arrive normalement dans des ports ou des terminaux pétroliers tels

que des plateformes de production offshore et le terminal de Djéno où se déroulent

des opérations de séparation et de traitement du pétrole brut avant son chargement

dans les tankers. L'ampleur de ce problème est préoccupante. La quantité de pétrole

déversé pendant les opérations sur les terminaux est 3 fois supérieure à la quantité

totale de pétrole déversé suite à des accidents de pétroliers23.

Accidents de production de pétrole offshore avec incendie comme celui du champ de

Nkossa en 2007 au large de Pointe-Noire.

Le torchage du gaz naturel associé, principale cause des émissions de CO2. Jusqu‟à

une période très récente tous les champs pétroliers torchaient le gaz naturel associé

au pétrole brut extrait comme moyen d‟émettre plutôt le gaz carbonique que le

méthane dans l‟atmosphère. Ce n‟est qu‟en 2013 avec Eni-Congo que le gaz torché

est finalement valorisé en l‟utilisant pour la production de l‟électricité. Mais au

terminal de Djéno et dans plusieurs champs en production, le gaz est encore torché

en grande quantité, et de ce fait, émet ainsi une grande quantité de gaz carbonique

et d‟oxyde d‟azote dans l‟atmosphère depuis des années. Nous savons que ces gaz

évaporés pendant les opérations constituent l‟essentiel des gaz à effet serre,

responsable du réchauffement climatique. C‟est la raison pour laquelle le Congo a

ratifié le projet GGFR (le Partenariat mondial pour la réduction des gaz torchés, créé

en 2002 visant à réduire de façon systématique le torchage du gaz naturel associé.

Même si on note une diminution significative de la quantité de gaz torché, passant de

160 millions de standard mètres cubes en 2013 à 70 millions en 201424. L‟émission

de gaz carbonique est augmentation permanente comme l‟illustre le graphique ci-

après :

22

Sandra Kloff et Clive Wicks (2004), Page 29 23

23

http://www.itopf.com/fileadmin/data/Documents/Company_Lit/OilSpillstats_2013.pdf 24

Ministère des Hydrocarbures


54


Les installations de production on shore. Lorsque les sociétés pétrolières

s‟installaient dans les zones on shore dans le département du Kouilou à Pointe-

Noire, les populations locales crurent à une aubaine en termes d‟opportunité

d‟emplois et d‟amélioration des conditions de vie avec les aménagements des routes

et autres. C‟est tellement beau pour être vrai lorsque la réalité en est autre. Une fois

les plates formes implantées, les populations n‟ont que leurs yeux pour pleurer. A

Boundi dans le département du Kouilou, par exemple, les habitants des villages

Tchicanou, Mboukou et Tchibanda n‟ont pas échappé à cette rude réalité. Deux

ONG de droit de l‟homme soulignent que « depuis le lancement des activités

d‟extraction en terre ferme en 2000, il a permis de constater des atteintes aux droits,

en raison de la dégradation constante des facteurs naturels dont pouvaient se

prévaloir les communautés du fait de leur environnement, à savoir : cours d'eau,

terres fertiles et autres, pollués des suites de l'industrialisation croissante »25 .

La transformation du pétrole

La part de la production journalière du pétrole brut destinée à la transformation locale

en produits bruts n‟avoisine que 5%. L‟essentiel (95%) du pétrole brut produit au

Congo est exporté comme on peut le constater dans le bilan énergétique. (Cf.

balance énergétique du Congo 2012). La production des produits pétroliers est

assurée par un opérateur unique qui est la Congolaise de Raffinerie (CORAF), créée

depuis 1972 et dont le fonctionnement a débuté en 1982. Sa capacité nominale de

production est autour d‟un million de tonnes l‟année, soit une capacité de raffinage

25

http://www.rpdh-cg.org/news/2011/08/23/publication-rapport-exploitation-petroliere-et-miniere-au-congo-brazzaville

0

0,5

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2

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13

Emission de CO2 provenant du pétrole en millions de tonnes métriques

Emission de CO2 provenantdu pétrole


55

de 21 000 barils par jour, alors qu‟elle ne produit que 650 000 à 800 000 tonnes en

moyenne annuelle, ces cinq dernières années.

Le Djéno-blend a été utilisé depuis 1982 comme matière première à la

CORAF jusqu‟en 2009, année où le Nkossa Blend a été préféré parce que plus

léger, plus pourvoyeur des produits blancs et est considéré plus efficace en termes

de rendement, comme on peut le constater dans le graphique suivant.

Source : MHC

Ce Brut provient en majeure partie du terminal pétrolier de Djéno situé à 25

kilomètres de la Raffinerie par pipeline. L‟outillage de raffinage est semi-complexe

avec :

un distillateur atmosphérique d‟une capacité nominale de 125 tonnes par

heures ;

un hydrotraitement d‟une capacité nominale de 19 tonnes par heures ;

un reformeur catalytique d‟une capacité nominale de 10,5 tonnes par heures ;

un traitement GPL d‟une capacité nominale de 1,8 tonne par heures ;

un hydrocraqueur d‟une capacité nominale de 14 tonnes par heures ;

une Distillation sous-vide d‟une capacité nominale de 40 tonnes par heures.

Toutes ces unités lui permettent de fabriquer les produits suivants:

Gaz butane ;

Essence supercarburant ;

Carburéacteur (jet/pétrole lampant) ;

Gasoil ;

Fuel Oil léger / Fuel Oil lourd.

Cette faible capacité et complexité de l‟outillage de raffinage ne permet pas à la

CORAF de satisfaire la demande locale.


56

Source : CORAF-SNPC

Les importations en produits pétroliers ces dernières années représentent jusqu‟à

41% de la demande domestique et concernent essentiellement l‟essence, le jet A1 et

le gasoil. Le paradoxe dans cette situation, c‟est que le pays est en même temps

exportateur et importateur des produits pétroliers comme dans un système de vase

communiquant tel qu‟illustré dans le graphique ci-dessous.

Source : INS-MHC

Source : CORAF-SNPC

Le transport, la distribution et la commercialisation des produits pétroliers

0

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Exportation desproduits

Importation desproduits

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900

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Production CORAF en KTM

Production CORAF en KTM


57

A cause des contre-performances enregistrées dans ce secteur, l‟Etat congolais a

procédé à la privatisation des activités de logistique (stockage et transport massif),

de distribution et commercialisation (stations-service) des produits pétroliers.

Bien que le transport des produits pétroliers ait été privatisé, un seul opérateur

notamment la Société Commune de Logistique (SCLOG) assure le transport massif

et le stockage des produits pétroliers au Congo. Elle assure également la distribution

et la commercialisation des produits pétroliers-aviation. La Société Congolaise des

Gaz de Pétrole Liquéfiés (GPL S.A.) s‟occupe du stockage, transport,

conditionnement, distribution et commercialisation du GPL.

Source : INS-MHC

Le transport massif entre le lieu de production des produits pétroliers (Pointe-Noire)

et les centres de consommation à Brazzaville et l‟intérieur du pays se fait, par

pipeline entre la CORAF et la SCLOG de façon séquentielle des produits, par

wagons citernes du Chemin de Fer Congo Océan (CFCO), camions citernes d‟une

capacité allant de 15 à 35 m3 par cuve et par barges dans les voies fluviales

navigables (sur le fleuve Congo) pour l‟approvisionnement de la partie septentrionale

du pays.

Le transport terminal est essentiellement assuré par les camions citernes des

opérateurs privés nationaux comme PHENIX, KARGO, FAAKI et JFM et des moyens

propres des marketeurs.

Les problèmes d‟approvisionnement régulier du pays en produits pétroliers sont liés

essentiellement à la capacité de l‟offre et au transport massif entre Pointe Noire et

Brazzaville assuré par le CFCO. C‟est qui explique les pénuries constatées dans le


58

passé et ces derniers temps dans les grandes villes du pays. Dans le but d‟assurer la

sécurité d‟approvisionnement en produits pétroliers, le gouvernement s‟est engagé à

trouver des solutions définitives en termes de modes de transport optimaux et de

stockage stratégique et de sécurité.

Le nombre de stations-service sur l‟ensemble du territoire est d‟environ 15026, soit

une densité de 0,04 station-service au 100 Km2. Ces stations-service sont répartis

ainsi qu‟il suit :

Brazzaville : 38 ;

Pointe-Noire : 36 ;

Intérieur du Pays : 76.

Le nombre de dépôts de produits pétroliers est 16 dont :

Dix (10) dépôts pour les produits liquides avec huit (8) opérationnels

actuellement ;

Quatre (4) hydrants ;

Deux (2) dépôts de gaz (butane).

En outre, il n‟est pas nécessaire de rappeler que les infrastructures existantes ne

permettent pas d‟assurer la distribution régulière et suffisante des produits pétroliers

dans toute l‟étendue du territoire national. Il y a encore des départements où les

produits pétroliers sont rares. En dépit des difficultés d‟accès à certaines localités à

l‟intérieur du pays, s‟ajoutent celles du manque ou de la vétusté des installations

existantes que les investisseurs privés ne peuvent résoudre pour des raisons de

rentabilité.

1.4.1.2. Etat de lieux de la demande du sous-secteur pétrolier

Le pétrole brut produit au Congo est essentiellement exportée vers l‟Europe et l‟Asie du

Sud-Est, ce qui fait le secteur domine à plus de 90% des exportations du pays. La part

réservée à la transformation locale est très faible, soit environ 5%.

Consommation nationale des produits pétroliers

Elle est constituée de la production CORAF et des importations de la SNPC. Eu égard

à l‟insuffisance et voire à l‟absence des produits dans certaines zones du pays, cette

consommation ne reflète pas la réalité du terrain. Néanmoins, les statistiques ci-dessus

montrent qu‟elle croît de 7 à 10% d‟en moyenne par année depuis le début des années

2000(années de libéralisation des activités du secteur pétrolier aval). La

consommation des produits pétroliers (supercarburant, Jet A1, Pétrole lampant,

26

Direction des Etudes et de la Planification- Ministère des Hydrocarbures


59

Gasoil et fiouls) a été de 404 178 tonnes métriques (2011)27. Le produit le plus

consommé demeure le gasoil avec une forte croissance, suivi de l‟essence et du jet A1,

et les moins consommés sont le naphta suivi du butane.

Source : INS-MHC-MEH

Comme dans la majorité des pays, au Congo, la consommation des produits

pétroliers dans le transport est dominée par le transport routier suivi d‟un certain

équilibre entre le transport ferroviaire et aérien. Pendant que la consommation pour

le transport aérien est plus ou moins stable, celle du transport ferroviaire est en très

forte augmentation avec la reprise effective des activités du CFCO ainsi que

l‟augmentation de son parc en locomotives.

Ce qui veut dire que pour les prévisions, il sied de surveiller l‟évolution du parc

automobile national et celui du CFCO, à considérer comme variables prépondérantes

dans la modélisation.

27

Serge Marie Aimé NDEKO, Directeur des Hydrocarbures : « Potentiel et opportunités dans le secteur des

hydrocarbures au Congo »14th AFRICA OILGASMINE Trade & Finance Conference and Exhibition du 2 au 6 avril 2012, Brazzaville, République du Congo

0

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Gazole

Essence

jetA1


60

Evolution de la consommation par secteur


La consommation de Pétrole Lampant

La consommation du pétrole lampant est en croissance moyenne annuelle de 14%

entre 2000 et 2011. Le pétrole lampant est essentiellement consommé par les

ménages pour des besoins d‟éclairage et de cuisson, compte tenu de l‟insuffisante

couverture nationale en électricité.



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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Le pétrole lampant(ktep)

pétrole lampant(ktep)

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Routier Ferroviaire Aérien


61

Répartition géographique de la consommation

Source : SNPC

Brazzaville (36%) et Pointe-Noire (35.6%) restent les plus grands centres de

consommation des produits pétroliers au Congo, soit 71.6% de la consommation

nationale.

Répartition régionale des stations-services

Source : SNPC

Puma (31.64%), Total Distribution (29.8%) et X-Oil (22.47%) occupent l‟essentiel du

marché, soit près de 84% de part du marché.


62

Evolution de la consommation des produits pétroliers

Selon la SNPC, la consommation des produits pétroliers augmentent à un rythme de

14% en moyenne annuelle de 2004 à 2013. Cette augmentation est tirée par la

dynamique économique avec 5% de croissance économique en moyenne annuelle

et la croissance démographique estimée à 2.64%.

Source : SNPC

Evolution des prix des produits pétroliers

Les prix des produits pétroliers sont réglementés par les pouvoirs publics, et donc, ils

n‟obéissent pas à la logique du marché, comme on peut le constater dans le tableau ci-

après.


63

Évolution des prix des produits pétroliers en FCFA par litre de 2002 à 2009

Produits

Arr.

4550/09/

08/

2002

Arr.

5849/1

0/11/

2002

Arr.

5882/

18/11/

2002

Arr. 462/

19/02/

2003

Arr.

839/14/0

3/

2003

Arr. 4267

&

4268/26/0

5/2006

Arr. 1

& 2

14/01/

2006

Arr.

6189 &

6190

30/10/

2008

Super

Carb. 435 460 450 450 435 495 550 595

Jet A1 nat. 220 240 240 240 235 290 310 350

Pétrole

lamp. 270 270 270 270 270 270 305 320

Gasoil nat. 285 285 310 310 295 345 400 475

Fioul 1500 240 275 315 350

*Butane 480 480 480 480 412,9 450

Gasoil

pêche 193 300

Jet A1

inter. 400 510 600 400

Gasoil

inter. 350 470 550 350

Source : MHC

encore des réels problèmes de capacité de raffinage, des infrastructures de

transport, de stockage et de distribution des produits pétroliers, qui empêchent

la couverture des besoins actuels.

1.4.2. Analyse du sous-secteur pétrolier

1.4.2.1. Analyse globale du sous-secteur pétrolier

Le sous-secteur pétrolier a toujours évolué dans un environnement économique,

social et politique stable en République du Congo. Le secteur est plutôt influencé par

la conjoncture internationale parce que les acteurs en majorité des firmes

multinationales mondialement reconnues et le pétrole qui est une marchandise

échangée sur le marché mondial.

Le code des hydrocarbures demeure la vitrine juridique du secteur pétrolier de

l‟amont. Le constat d‟inadaptation au contexte actuel par rapport aux dispositions

essentielles du cadre légal et contractuel en vigueur a été fait au cours de la Table

Ronde du 03 mai 2010 qui a réuni toutes les parties prenantes pour une redéfinition

de leurs attentes28. Pour l‟Etat, il s‟agit de :

28 Brice Sébastien POATY : Evolution du cadre juridique et fiscal du secteur pétrolier amont au

Congo, 2ème Conférence Internationale et Exposition sur les Hydrocarbures au Congo, avril 2014, Brazzaville, page 6-7


64

- maintenir le niveau actuel des recettes pétrolières de l‟Etat voir les

augmenter ;

- mettre en place une réglementation spécifique aux activités pétrolières et

relative à la protection de l‟environnement et à la lutte contre la pollution

pétrolière ;

- renforcer les capacités managériales et opérationnelles de l‟Etat chargées du

suivi des activités pétrolières ;

- valoriser les ressources gazières du pays (action amorcée avec le décret de

2007 sur l‟utilisation et la valorisation du gaz) ;

- Impliquer les sociétés à prendre en compte du contenu local dans toutes leurs

opérations ;

Pour les sociétés pétrolières, la nécessité serait de :

- clarifier le régime fiscal et douanier spécifique adaptés aux sociétés

pétrolières ;

- réduire la durée de l‟immobilisation du capital ;

- augmenter la durée des permis de recherche et d‟exploitation ;

- prendre des dispositions permettant la relance des investissements en vue du

redéveloppement des champs matures, de la réalisation des travaux dans les

zones frontières ou sous des thèmes complexes comme l‟anti-salifère.

Le secteur pétrolier au Congo est caractérisé, en dehors des bonnes perspectives

géologiques et économiques, par une certaine inadaptation du cadre juridique et

fiscal, de la maturité de nombreux champs qui nécessite une relance de l‟exploration

et de la production, d‟une faible capacité de transformation locale du pétrole brut, des

difficultés de couverture nationale en produits pétroliers et des questions

environnementales qui se posent aux environs des activités.

1.4.2.2. Analyse FFOM de l’amont pétrolier

Forces

Le secteur pétrolier contribue à plus de 70% aux recettes publiques, 90% des exportations du pays et près de 65% au PIB ; ce qui lui confère un caractère stratégique pour l‟économie nationale. Caractérisé par une certaine intensité capitalistique et d‟une technologie de plus en plus sophistiquée en termes d‟exploration et de production, le secteur pétrolier qui procure au Congo une véritable opportunité de transfert de savoirs et de création d‟emplois. Par exemple, le développement du champ de Moho-Nord devrait engloutir près de 10 milliards de dollars et 2 milliards de dollars prévus pour l‟exploitation des sables


65

bitumineux sur le champ de Tchikatanga-Makola par Eni-Congo. Les revenus annuels moyens tirés du secteur des hydrocarbures s‟élèveraient à 12,936 milliards de dollars29. Environ 55% reviendraient à l‟Etat congolais sous diverses formes (partage de production et fiscalité), soit 3 289 milliards de francs CFA correspondant au prix de 90$/baril, sur la base d‟un taux de change de 500 FCFA= 1,00 USD.

Le pétrole issu du Golfe de Guinée et particulièrement celui du Congo est beaucoup prisé sur le marché international pour sa très bonne qualité (légèreté, densité et sa faible teneur en soufre) pour les raffineries américaines, européennes et asiatiques. Le pétrole est mondialement l‟énergie la plus utilisée dans le transport, par exemple, bien qu‟on note le développement des substituts (biocarburants). Cela suppose que la pression sur la demande du pétrole sur le marché international sera encore présente pour longtemps tant que les coûts de production de ses substituts seront plus élevés.

En dehors de la liaison fiscale avec l‟économie nationale, le secteur pétrolier

participe à la vigueur du domaine de la sous-traitance et à l’émergence d’une

classe des PMI-PME locales dans le cadre d‟un projet Pointe-Noire Industrielle

(PNI) par le financement et l‟encadrement technique. La sous-traitance et les

PMI-PME du sous-secteur pétrolier sont les domaines les plus pourvoyeurs

d‟emplois.

La fiscalité pétrolière offerte par les Contrats de Partage de Production garantit au Congo une part supérieure à 50% dans le partage de la production pétrolière nationale ; ce qui place le pays dans la moyenne mondiale, au rang des pays les mieux rémunérés dans la région. Cette tendance est appelée à s‟améliorer avec le nouveau cadre juridique et fiscal qui est présentement en cours d‟adoption.

Enfin, parmi les forces du sous-secteur pétrolier, on peut noter également la

création de la SNPC en 1998 et de sa participation de la SNPC dans les

activités d’exploration et de production qui permettent au pays de renforcer son

expertise dans le domaine.

Faiblesses

Le coût d’exploration très élevé dans les zones du domaine minier encore libres. Il a fallu à Total d‟investir près de 10 milliards de dollars pour développer en mer profond le champ de Moho-Nord qui a nécessité des techniques et des technologies de pointe (en dehors des puits producteurs, des puits d‟injection d‟eau, des unités de production flottante (« FPU »), de plateforme de type TLP (« Tension Leg Platform »), etc. Son éloignement avec le Terminal de Djéno (terminal pétrolier du Congo à Pointe-Noire) et la difficulté d‟accès par son caractère marécageux font du bassin de la Cuvette congolaise une zone très

29

PND, livre1, page 147


66

coûteuse pour les travaux d‟exploration ou de production à moins qu‟on ait affaire à un mammouth (d‟importantes réserves).

Une faible expertise nationale. Depuis plus de 50 ans d‟exploitation pétrolière, la

majorité des cadres congolais du domaine pétrolier sont formés à l‟étranger par

les sociétés opératrices au Congo. Il faut remarquer que le Congo ne dispose

pas de centre de formation et de développement des compétences dans un

domaine qui lui fournit plus de 70% des recettes budgétaires. Cette situation rend

difficile le transfert des savoirs et de technologie qui exige au préalable des

ressources humaines locales bien formées. Cette faiblesse qualitative des

ressources humaines et le départ à la retraite d‟une partie importante des

techniciens nationaux sont des questions préoccupantes pour le développement

du secteur.

95% de la production pétrolière du Congo est exportée alors qu‟il se pose une

véritable problématique de la couverture nationale en produits raffinés comblée

par importations importantes. Cette faiblesse structurelle est paradoxale

lorsqu‟on sait que le government take (la part du pétrole brut revenant à l‟Etat

congolais) dépasse les 50% de la production totale, le chômage avoisine les

53%30 de la population en 2012. Cela veut dire également le pays exporte les

possibilités d‟industrialisation et création d‟emplois domestiques.

Les acteurs nationaux sont très peu représentés dans la chaîne des activités de soutien (fournisseurs d‟intrants, des sous-traitants et des prestataires de services). Les activités de soutien sont tenues par les fournisseurs et sous-traitants en majorité étrangers. Cela peut s‟expliquer par des exigences techniques particulières de l‟activité (équipements et personnel hautement spécialisés requérant des ressources financières et managériales considérables). Toutefois, cette sous-représentation chronique est aussi le résultat d‟une absence de stratégie d‟«intégration nationale » de la chaîne31.

Une faible réglementation nationale en matière de l’environnement. Selon l‟article 36 de la constitution congolaise, « Toute pollution ou destruction résultant d‟une activité économique donne lieu à une compensation »32. Mais les sommes versées aux des communautés ne règlent pas le problème sur le terrain. Il s'agit de l'argent que les compagnies pétrolières payent comme dédommagements aux populations qui viennent manifester à leurs portes. L'urgence est donc de prendre toutes les mesures conservatoires (une réglementation claire et spécifiques au secteur pétrolier sur les quantités et les normes à observer par les opérateurs) pour éviter que le pétrole ne vienne enrichir les populations tout en détruisant les bases de leurs ressources de survie. La réglementation internationale existe mais ne couvre pas tous aspects liés à pollution pétrolière

30

http://www.statistiques-mondiales.com/congo_brazzaville.htm 31

Plan National de Développement Livre 1 : DSCERP 2012-2016, page 139, alinéa 447 32

Constitution de la République du Congo du 20 janvier 2002


67

au Congo concernant la gestion des déchets, le rejet des eaux de forage, le torchage de gaz, etc.

l’insuffisance des capacités institutionnelles de l’Etat dans la régulation et le suivi

des activités. Il y a une insuffisance notable de ressources humaines en qualité

et en quantité, de moyens matériels (absence d‟équipements de transport

maritime ou aérien pour le suivi et le contrôle des activités offshore, insuffisance

d‟équipements de détection, de suivi et de contrôle des impacts

environnementaux des activités) et financiers. Par exemple, pour une prévision

budgétaire des investissements publics à réaliser dans le cadre du PND de

17747,06 millions de FCFA entre 2013 et 2015, le Ministère des Hydrocarbures

n‟a eu que 4100 millions, soit 23% seulement des moyens financiers accordés33.

Dans le même cadre, on peut aussi noter l‟inadéquation entre les missions ou la

stratégie du Ministère en charge des hydrocarbures et sa structure

organisationnelle (missions vs organigramme actuel, une agence de régulation

en aval et aucune régulation en amont, etc.).

Opportunités

Des importantes réserves prouvées (à l‟ordre de 1.6 milliards de barils en 2013) dans les deux bassins sédimentaires. Le bassin côtier renferme encore des ressources pétrolières très importantes que ce soit en mer très profond ou en onshore. En mer profond, on peut noter les dernières grandes découvertes comme le champ de Moho-Nord dont les réserves récupérables sont estimées à 325 millions de barils ou de Minsala découvert en 2014 par Eni-Congo avec 1 à 4 milliards de réserves potentielles. En onshore, les dernières découvertes de Nanga 2 en 2014, par exemple ou l‟intensité des recherches dans la Cuvette Congolaise sont autant de preuves que le sous-sol congolais a encore de la matière. Le bassin de la cuvette congolaise présente des caractéristiques géologiques intéressantes avec possibilité de trouver des mammouths qui peuvent aller jusqu‟à 6 milliards de barils, selon les premières estimations du Ministère des Hydrocarbures en 2012. Dans le même sens, il y a aussi des vieux champs en phase mature dont la technologie par réactivation permet de récupérer des quantités non moins importantes du pétrole, c‟est le cas du champ d‟Emeraude avec 3 milliards de barils de réserves potentielles alors qu‟il était le premier champ pétrolier du pays.

Le démarrage de la production du champ de Moho-nord par Total E&P Congo en 2015, avec un investissement de dix milliards de dollars, va augmenter la production nationale. Il consiste en deux développements : Moho-Bilondo phase 1b et Moho Nord dont les réserves sont estimées à 485 millions de barils. Quelque 40 000 barils par jour sont attendus fin 2015. Un an plus tard, la production devrait atteindre 100 000 barils par jour, et 140 000 barils par jour en

33

Plan National de Développement Livre 3 : cadre macroéconomique, page 57 et Budget de l’Etat 2013 à 2015


68

2017.

Le cadre juridique encours d’actualisation sera certainement plus attractif pour

les investissements privés et permettra d‟encourager l‟exploration des zones

libres du domaine minier, du fait de la prise en compte, comme on l‟a vu

précédemment, de toutes les aspirations des parties prenantes34.

Le développement du local content offre des retombées économiques très

importantes au pays. On peut noter à titre d‟exemple, la prise en compte du

Contenu Local réalisé dans les projets de développement en cours de Moho

Nord et Litchendjili :

- Fabrication de plusieurs équipements sur les Yards à Pointe-Noire

- Implication de plusieurs TPE, PME et PMI locales

- Formation et développement des compétences des congolais dans le

cadre de ces projets, notamment dans les domaines spécifiques de

l‟Offshore profond, de l‟environnement

- Impact significatif sur les activités d‟ILOGS, entreprise locale, filiale de

la SNPC.

Menaces

Vulnérabilité par rapport à la fluctuation du prix du pétrole. Le prix détermine la rentabilité ou non des projets pétroliers. Les prix élevés du pétrole brut rendent économiquement rentables les projets pétroliers, le chiffre d‟affaires sera plus important, et inversement, lorsque les prix chutent, le chiffre d‟affaire est moins important et donc pour l‟Etat congolais, les recettes pétrolières chutent également. La corrélation entre le prix du pétrole et la production pétrolière au Congo de 2000 à 2013 est de 0.65, cela veut dire que la production pétrolière est sensiblement au prix du pétrole.

Une chute de la production depuis trois ans avec un taux de déclin de près de 6% (avec 250 745 barils en 2014). A ce rythme, si rien n‟est fait, la production continuera à décroitre jusqu‟à 127081 barils par jour en 2025. Cette tendance baissière sera essentiellement imputée à la maturité de la plupart des champs en production bien que les prix aient été autour de 100$ le baril. Selon les autorités du Ministère des Hydrocarbures, le Congo pourrait atteindre 350 000 barils35 le jour en 2017, avec la mise en production du champ de Moho-Nord à partir de la fin 2015 ; cela ne pose t- il pas déjà la problématique du pic pétrolier congolais ?

34 Brice Sébastien POATY : Evolution du cadre juridique et fiscal du secteur pétrolier amont au Congo, 2ème Conférence Internationale et Exposition des Hydrocarbures au Congo, avril 2014 35

Serge BOUITI-VIAUDO, Directeur de Cabinet du Ministre des Hydrocarbures, discours de la présentation des vœux en janvier 2015.


69

Source : MHC 2014

Les impacts environnementaux liés activités pétrolières sont bien évidents comme

on l‟a décrit précédemment. En prenant la moyenne mobile ARMA (avec k=3, erreur

de prévision de 13,4%, des données historiques de 1996 à 2013, taux moyenne de

progression annuelle de 6,27%), les prévisions indiquent que le Congo peut doubler

ses émissions de gaz carbonique jusqu‟à de 4 millions de tonnes métriques en

2025 par rapport au niveau actuel (2 millions de tonnes métriques en 2014) si on

n‟y prend garde. Or on sait que le CO2 participe à la formation des gaz à effets de

serre, responsables du changement climatique. le graphique ci-après montre cette

évolution possible.

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Prévision de la production si statu quo

Prévision de la productionsi statu quo

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Profil prod 259,4001302,3952318,1263379,9189378,4068302,0975260,0105

0

100

200

300

400

Kb

ari

l/j

Profil de production 2014-2020

(Kbbl/j)


70

Malgré les revenus importants que procure le secteur pétrolier, les impacts

environnementaux causés par les activités d‟exploration-production et du transport

du brut demeurent évidents. Et cela, lorsqu‟on suppose le lien étroit qui existe entre

l‟intensité des activités économiques et le degré de pollution, d‟une part et d‟autre

part, les découvertes de nouvelles réserves ces dernières années. Les sources de

cette situation sont bien évidentes, il s‟agit des travaux de d‟exploration- production

en mer et en terre qui dégradent l‟écosystème marin, forestier et qui provoquent des

déversements d‟hydrocarbures dans les eaux maritimes, la pollution de l‟air (des

émissions des GES, SO2, des PM, etc.) et la dégradation des sols, etc. Les

conséquences et les dommages causés sont imprescriptibles, touchant à la fois à la

faune, la flore et surtout les populations environnantes des sites de production. Les

mesures et les actions entreprises par l‟Etat semblent insignifiantes ou inefficaces qui

méritent d‟être actualisées et renforcées compte tenu de la gravité des faits. Les

enjeux sont certes multiples (économiques, politiques et sociales) mais les défis dans

une approche du développement durable devrait être la règle de gestion.

1.4.1.1.2. L’analyse FFOM du secteur de l’aval pétrolier

Forces

La disponibilité et faible coût d’approvisionnement du pétrole brut comme matières premières pour le raffinage. Ce pétrole brut provient en majeure partie du terminal pétrolier de Djéno situé à 25 kilomètres de la Raffinerie par pipeline. Du fait que la raffinerie est une filiale de la SNPC, l‟accès au pétrole brut de bonne qualité (basse teneur en soufre) pour satisfaire la demande en produits blancs, est facilité. Le Nkossa blend (mélange Nkossa-Kitina-Mboundi), brut léger, fable densité et faible teneur en soufre permet à la raffinerie d‟obtenir un

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Prévision 2025 si statu quo

Prévision 2025 si statu quo


71

bon rendement en produits blancs. L‟accès au brut national avec une formule spécifique d‟achat et des modalités de paiement permettent à la raffinerie d‟améliorer sa marge de raffinage. Cette appartenance à la SNPC lui permet de garantir non seulement l‟accès à la matière première mais également ou même très souvent aux besoins de financement pour la modernisation de l‟outillage.

une forte demande en produits pétroliers qui évolue à 14% en moyenne annuelle, tirée par l‟activité économique dont le PIB est de plus de 5% en moyenne et l‟évolution démographique de près de 3%. Cette pression économique sur la demande provient notamment du secteur de transport, des mines, de l‟industrie, de l‟agriculture, des BTP, des télécommunications, etc. Il n‟y a pas encore de produits alternatifs ou de substituts proches pouvant remplacer les carburants sur le marché, actuellement.

les réformes institutionnelles engagées par les pouvoirs publics en mettant en place une autorité de régulation du secteur de l’aval pétrolier, symbolise l'adaptation de l'économie nationale aux règles et impératifs de la compétitivité, de la concurrence et de la productivité des opérateurs.

Faiblesses

Une faible capacité de raffinage pour couvrir les besoins domestiques en

produits pétroliers. Selon le rapport final de l‟audit sur la Congolaise de Raffinerie

(CORAF)36, il n‟est pas nécessaire d‟insister sur les handicaps de la raffinerie

CORAF en termes de taille et de complexité. Parmi les 8 raffineries de la côte

Ouest d‟Afrique, la CORAF est en avant dernière position avec 1,05 millions de

tonnes/an en capacité nominale (soit 21 000 barils/an) entre le Sénégal et le

Gabon, malgré le léger avantage que lui confère l‟hydrocraqueur en termes de

complexité. Il faut remarquer toutefois que toutes ces raffineries souffrent à des

degrés divers d‟un handicap de taille et de complexité comparées aux raffineries

d‟Europe et du Moyen Orient qui ont des capacités moyennes de l‟ordre de 10

millions tonnes/an et un niveau élevé de complexité.

Comparaison des raffineries dans le Golfe du Guinée

36 Rapport d’audit de la CORAF (2006), KPMG ;


72

Source : Rapport d‟audit KPMG 2006

Cette faiblesse de complexité se retrouve dans les rendements en produits : la

CORAF produit plus du fuel Oil (de 49% à 60%), compte tenu certainement du type

de matière première (Djéno-blend) qu‟elle a utilisé jusqu‟en 2009, qui

malheureusement est exporté avec une très une faible valorisation. Il y a une forte

production de résidus à faible valeur ajoutée (40% de la charge) avec un taux de

pertes et combustibles (structurel) à 7,9% (2011) ramené à 6,7% (2013)37. D'autres

pesanteurs entrent en ligne de compte : des coûts et des arrêts de maintenance

deux à trois fois supérieurs par rapport à des raffineries comparables, un climat

social parfois perturbé...qui rendent élevé, le point mort de la raffinerie. Malgré une

légère augmentation de la production, les importations en produits pétroliers

représentent 41% de la demande locale.

37

Mamadou NIMABA (CORAF) : augmentation des capacités de raffinage, 2ème

CIEHC, avril 2014


73

Source : CORAF-SNPC

Insuffisance des spécifications des carburants par rapport aux normes

internationales. Le Congo, comme le voir dans la carte de l‟Afrique, a des

carburants qui ne respectent encore que la norme AFRI-2. A ce niveau, les

carburants continuent d‟émettre le monoxyde de carbone (CO), le smog et

d‟autres particules, très nocifs pour l‟environnement.

Essences (sans plomb)

Caractéristiques AFRI-2 AFRI-4 EURO-V

RON, min 91 91 95

MON, min 81 81 85

Sulphur, ppm max 500 150 10

Benzene, vol% max Report 1 1

Source : CORAF


74

Gazole

Caractéristiques AFRI-2 AFRI-4 EURO-V

Cetane index, min 45 45 46

Densité at 15°C,

min/max 800/890 820/880 820/845

Sulphur, ppm max 3500 50 10

lubricity, µ max

HFRR@60°C Report 460 460

Source : CORAF

Les activités de trading du pétrole brut au niveau national ne sont pas assez développées et se limitent à la vente de la part de la production d‟hydrocarbures revenant à l‟Etat par la SNPC, et une fine part (ainsi que les productions de certaines sociétés telles que SNPC, PRESTOIL KOUILOU et AOGC) destinée à la transformation locale pour couvrir les besoins nationaux.

Faible capacité de transport et de stockage (stockage stratégique et de

sécurité) : le transport massif des produits entre Pointe-Noire (centre de

production), Dolisie et Brazzaville (grands centres de consommation) a été

assuré jusqu‟en 2012 que par le chemin de fer (CFCO) et cela selon la


75

disponibilité des locomotives. Les pénuries des produits constatées dans les

années 2000 étaient essentiellement causées par les difficultés de

fonctionnement du CFCO. Depuis 2012, le transport massif est également

assuré par des camions citernes dont la capacité ne peut approvisionner de

façon optimale les centres de consommation. La Société Commune de

Logistique (SCLOG) dispose de 8 dépôts dont 3 principaux : PNR-BZV-

OUESSO avec 750.000 m3 de capacité en produits blancs essentiellement et

qui ne correspond qu‟au stockage opérationnel destiné directement à la

commercialisation.

Les prix sont encore réglementés, subventionnés et régulés par les pouvoirs

publics, ce qui bloquent la vérité des prix et donc de la concurrence malgré les

fluctuations du prix du baril et l‟augmentation des coûts d‟exploitation des

marketeurs. Les prix des produits ne reflètent pas l‟équilibre du marché (de

l‟offre et de la demande) dont la conséquence est la faible compétitivité de la

CORAF. La politique de l‟Etat, dans ce domaine, est justifiée par des raisons

simplement de souveraineté qu‟économiques. En plus, l‟Etat congolais devrait

débourser des fonds importants pour financer les subventions des prix des

produits pétroliers chaque année, au titre de la compensation de la différence

entre le coût de production du litre et le prix "administré". Au Cameroun, comme

au Gabon et au Congo, le retard de paiement de cette compensation conduit

les raffineurs à se financer "à court terme, à un taux très élevé pour maintenir

l'exploitation", souligne Robert Nken38, responsable du bureau congolais de

KPMG. Cette situation n‟assure pas une juste rémunération de l‟investissement,

des transporteurs et des exploitants en dépit d‟autres obstacles tels que :

l‟accès difficile au foncier, coûts élevés de construction des stations-services,

coûts élevés de transport hors des grandes agglomérations, présence parfois

insuffisante de services connexes: réseau bancaire, eau, électricité, connexions

télécoms. Ensuite, Les marketeurs doivent obligatoirement s‟approvisionner

auprès de la CORAF, alors qu‟ils pouvaient bien importer les produits, si les

conditions économiques s‟avèrent favorables.

Prix des produits blancs africains en 2008 en francs CFA

Pays super Gasoil Pétrole lampant

Côte d‟Ivoire 615 545 470

Cameroun 594 545 375

Gabon 595 470 245

38

Responsable KPMG au Congo-Brazzaville cité par Jeune Afrique, « En Afrique Centrale, des raffineries à bout de souffle », du lundi 11 août 2014.


76

Sénégal 717 640 558

Centrafrique 680 670 380

Mali 635 440 435

Congo-Brazzaville 550 400 305

Source : Caisse de stabilisation des Prix des Hydrocarbures –Cameroun

faible développement du secteur de la pétrochimie alors que les matières

premières sont disponibles (naphta et gaz).

Opportunités

Possibilité d’augmenter la production jusqu’ à 1.2 millions de tonnes l’année si

on optimise l‟outillage actuel selon le nouveau contrat de performance qui lie la

CORAF au gouvernement avec quelques investissements adéquats. Cette

marge de manœuvre de la capacité résiduelle, avec la construction d‟une unité

de fabrication des bitumes au sein de la CORAF, question de pallier

l‟enclavement routier du pays et voire de la sous-région ainsi que quelques

aménagements de fonctionnement, confère à la CORAF une véritable

opportunité de productivité et de rentabilité dans un marché local où elle est en

monopole de fait. Dans le même, on note également la possible de construction

d‟une nouvelle raffinerie d‟une capacité entre 3 et 5 millions de tonnes par an,

connectée ou séparée de l‟ancienne raffinerie CORAF et d‟un port de produits

pétroliers dont la vocation principale serait l‟importation et l‟exportation des

produits pétroliers.

Le développement des infrastructures routières dans toute l‟étendue du

territoire nationale : la construction en cours des routes transfrontalières avec le

Gabon, le Cameroun et la République Démocratique du Congo à travers le

projet Pont-Route-Rails, l‟Angola, la Centrafrique, des routes nationales n°1

(Pointe-Noire-Brazzaville, soit environ 515 km) et N°2 (Brazzaville- Ouesso-

Impfondo, soit environ 1200 km), des routes départementales ainsi la

construction des voiries urbaines dans le cadre de la politique des

municipalisations accélérées du gouvernement. En outre, en installant une

unité de traitement de bitume, matière première pour la construction des routes

dont les besoins locaux et sous régionaux sont bien évidents.

Le dynamisme économique actuel avec un taux de croissance de 5% du PIB

par an, exige une forte demande en produits pétroliers dans la quasi-totalité des

secteurs : transport, industries primaires et secondaires, agriculture et pêche,


77

télécommunications, BTP, la mise en place de quatre (4) zones économiques

spéciales, etc. Cette croissance, pour être plus dynamique et intensive, a

besoin d‟énergie qui est non seulement son facteur mais surtout et souvent sa

condition fondamentale. Cet environnement favorable offre également les

possibilités de diversification en produits pétroliers (carburants, lubrifiants, Gaz

de pétrole liquéfiés, les services divers de trading, etc.).

Forte augmentation des besoins en carburants avec l’accroissement de la flotte

nationale en moyens de transport. La flotte de pêche maritime, les mouvements

nationaux et internationaux d‟avions et le parc automobile du pays sont en

augmentation constante de 2003 à 2009 selon le tableau ci-après :

. Tableau : Evolution de la flotte de pêche maritime et continentale, des vols

aériens, du parc automobile de 2003 à 2009

Années 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Navires de pêche

maritime

internationale

38 29 29 29 76 88 91

Pirogues à moteur

de pêche maritime

artisanale

335 335 335 216 190 241 263

Mouvements

internationaux

d‟avions

3221 3529 3818 3936 4799 4871 5445

Mouvements

nationaux d‟avions 12181 13637 15764 16669

2123

4 18801 19751

Navires sortis du

port de Pointe-Noire 2150 2219 2390 2480 2888 3121 3421

Parc automobile du

pays - 10018 11180 13594 27899 24306

Source : Institut National de la Statistique


78

La flotte maritime de pêche, grande consommatrice du fioul ou du gasoil lourd évolue

à un rythme moyen de 26% l‟année pendant que les mouvements d‟avions,

utilisateurs du kérosène, croissent à 9%. Le parc automobile du pays est en

ascension fulgurante avec un taux de croissance de 31% l‟année.

La possibilité de développer le secteur de la pétrochimie comme base d‟industrialisation dans les domaines aussi variés que la fabrication des fibres synthétiques, les plastiques, la pneumatiques, les engrais azotés, etc qui offrent des véritables opportunités d‟investissement. Dans la majorité des pays producteurs pétroliers, la pétrochimie est souvent prise comme moteur de l‟industrialisation par les effets de diffusion multiples qu‟elle induit. Au Congo Brazzaville, le secteur de la pétrochimie n‟est pas encore très développé.

une possibilité de conquérir le marché sous régional de l’Afrique centrale (RDC, Burundi, Rwanda, RCA, Namibie, etc.) du fait de l‟avantage relatif à la position géographique dont bénéficie le pays ainsi que du plus grand port en eau profonde de la sous-région. C‟est cette vision globale du marché de la sous-région qui a certainement conduit au projet de construction d‟une nouvelle raffinerie dédiée à l‟exportation des produits qui fait l‟objet d‟études avec des débouchés garantis (participation régionale CEMAC et pays émergents.) à cause :

- de la taille minimale du marché requise aujourd‟hui pour bénéficier de l‟effet

d‟échelle,

- des investissements requis,

- des grandes fluctuations des marges.

Menaces

Les risques d’impacts environnementaux et d’incendies

Le transport, le stockage et la consommation des Produits Pétroliers contribuent à la

pollution de l‟environnement et présentent les risques potentiels d‟incendies. Par

exemple, la politique d‟urbanisation de la ville de Pointe-Noire n‟a pas tenu en

compte le tracé des pipelines du pétrole brut entre Djéno et la CORAF et des

produits pétroliers entre la CORAF et le quai pétrolier situé dans le Port Autonome

de Pointe-Noire. Cette situation pose la problématique de la planification concertée

et intégrée de la mise en œuvre des infrastructures économiques et sociales (routes

et voiries urbaines, chemin de fer, électricité, eau, gaz, etc.) dans les villes.

Ensuite, les Produits Pétroliers qui sont d‟origine fossile, contribuent à l‟augmentation

de l‟effet de serre à cause de la libération de carbone qui a lieu lors de leur

combustion. Par exemple, pour le cas des transports routiers de produits pétroliers,

un poids lourd citerne émet 79 g de CO2 par tonne transportée et par kilomètre

parcouru, sachant qu‟un camion transporte entre 10 et 22 tonnes de pétrole, soit

pour 22 tonnes, 1738 g de CO2 libérés par kilomètre18. Les opérations de


79

spécification et d‟amélioration de la qualité des carburants consistant à répondre aux

besoins du marché et aux normes internationales, contribuent à l‟augmentation du

taux d‟émission de CO2 et de smog. Par exemple : le retrait du plomb dans

l‟essence, la réduction du soufre dans le gasoil.

Le raffinage, avec des déchets de raffinage), le transport avec le risque de

déversement de carburants, le stockage avec le risque d‟incendie dans les dépôts de

stockage, la distribution (stations-service) et la consommation des produits pétroliers

(automobiles et autres), nocifs et inflammables, constituent des risques potentiels

d‟incendies, de pollution atmosphériques et de production des déchets chimiques

évidents causant ainsi des multiples maladies.

La problématique de la compétitivité et de la taille de la CORAF par rapport aux raffineries de la sous-région pour la conquête du marché de l’Afrique centrale. Toutes les raffineries régionales font face à un problème de taille critique : l'unité de Port-Gentil (Gabon) ne peut traiter que 500 000 tonnes par an, entre 600 000 et 800 000 tonnes pour le Congo-Brazzaville et le Cameroun, 2,1 millions de tonnes. Or "pour qu'une raffinerie puisse être compétitive, il faut qu'elle ait au minimum une capacité de production de 7 millions de tonnes par an, selon l‟échelle des coûts de l‟Open Energy Information.

Pays Capacité en baril/jour Opérateurs

Cameroun 42 000 SONARA

Gabon 21 000 Société Gabonaise de Raffinage

Congo-Brazzaville 21 000 CORAF

Guinée Equatoriale 20 000 En projet

Tchad 20 000 CNPC et État tchadien

Angola 55 000 Sonangol

Nigeria 505 000 NNPC

Source : KPMG

Aucune des raffineries de la CEMAC ne dispose donc de la taille critique pour être rentable", concluait en 2009 l'instance communautaire, qui plaide donc pour la construction d'une raffinerie régionale pour desservir tous les pays de la zone.

une faible demande des produits dans certaines localités ne justifie pas économiquement l‟implantation des stations-service. Les coûts d‟implantation des stations-services et d‟approvisionnement en produits dans les zones éloignées des grandes villes sont très élevés pendant que le chiffre d‟affaires, pour raison de l‟étroitesse du marché local et des prix réglementés au nom de la

http://fr.wikipedia.org/wiki/SOGARA

http://fr.wikipedia.org/wiki/China_National_Petroleum_Corporation

http://fr.wikipedia.org/wiki/Sonangol

http://fr.wikipedia.org/wiki/Nigerian_National_Petroleum_Company


80

péréquation, est très faible.

La fluctuation des prix du pétrole brut et donc des coûts d’approvisionnement des

matières premières pour la raffinerie est aussi une autre menace, qui est

atténuée par le fait que la CORAF est une filiale de la SNPC, fournisseuse des

matières premières ; mais cela reste un manque à gagner pour la firme lorsque

le brut n‟est pas vendu à son juste prix.

Pénuries en produits pétroliers observées ces derniers jours dans les grandes

villes du pays par des longues files d‟attentes des véhicules autour des stations-

services qui, pour la faiblesse de capacité de raffinage, sont contrecarrées par

d‟importantes importations allant jusqu‟à 41% de la demande nationale, ce qui

sous-entend une certaine dépendance extérieure. Ces pénuries, comme nous le

relatent Jean-Pierre Favennec et Philippe Copinschi39, génèrent un lucratif

marché noir d‟essence importée de Kinshasa par pirogues de qualité douteuse et

revendue deux fois et demi plus cher qu‟à la pompe. Sur les rives du Congo,

dans une zone officiellement militaire proche du port de Brazzaville, des dizaines

de « Kadhafi 9 » (des personnes venues de Kinshasa) vivent ainsi en bonne

intelligence avec les douaniers, cultivant de petits champs, pêchant et cuisinant

tout en important des bidons d‟essence depuis la RDC, pour pallier les pénuries

que connaît Brazzaville (ce qui génère les pratiques de contre bandes).

L’essentiel (plus de 50%) de l’approvisionnement du pays en produits pétroliers

est assuré par le chemin de fer (CFCO) de Pointe- Noire à Brazzaville. Cette

situation rend Brazzaville et la partie septentrionale du pays vulnérable par

rapport au fonctionnement du CFCO et maintes pénuries constatées dans le

passé (2002-2006) étaient essentiellement dues au dysfonctionnement du trafic

du chemin de fer. Cette situation a poussé les autorités à pencher sur la

problématique du transport massif des produits entre Pointe-Noire et Brazzaville

par d‟autres moyens alternatifs.

39

« Les nouveaux enjeux pétroliers en Afrique » (mars 2003), Politique Africaine n°89


81

Conclusion de l’état de lieux du sous-secteur pétrolier

L‟état des lieux du sous-secteur pétrolier nous indique que:

Le cadre juridique et fiscal du secteur de l‟amont pétrolier est en train d‟être au

contexte actuel;

les réserves sont importantes et il y a encore des zones libres à découvrir

dans le bassin côtier (en onshore ou en offshore profond) et surtout dans le

bassin de la Cuvette Congolaise;

la production pétrolière journalière se situe autour de 280 000 barils en

moyenne et ce niveau va augmenter à partir de 2015 avec le champ de Moho-

Nord ;

il y a une forte attractivité des investissements malgré la morosité de la

conjoncture pétrolière internationale;

malgré les potentialités en ressources, les impacts environnementaux causés

par les activités pétrolières bien sont évidents;

la part de la production du pétrole brut consacrée à la transformation locale

(5%) est insignifiante pour couvrir les besoins nationaux est très insignifiante,

une faible capacité nationale de raffinage, de transport, de stockage et de

distribution, d‟où les pénuries habituelles, en dépit d‟un cadre juridique libéral

du secteur de l‟aval pétrolier;

les prix des produits pétroliers sont administrés.

Néanmoins, le sous-secteur pétrolier au Congo est très stratégique pour le

financement de l‟économie nationale en raison d‟une fiscalité qui procure au budget

de l‟Etat 70% de ses revenus. La société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC),

qui commercialise la part du pétrole brut revenant à l‟Etat, est appelée à renforcer

son expertise dans l‟exploration et la production pour consolider ses atouts. Ce statut

de pays pétrolier garantit l‟approvisionnement des matières premières pour le

raffinage des produits pétroliers dont la demande ne cesse de croître.

Par ailleurs, quelques obstacles empêchent une certaine optimisation des

externalités positives attendues du sous-secteur pétrolier :

la faiblesse de l‟expertise nationale dans ce domaine,

la faiblesse de la représentation des acteurs nationaux dans les

activités de soutien,

la faiblesse de la réglementation en matière environnementale ainsi

qu‟à l‟insuffisance des capacités institutionnelles ;

l‟insuffisance des capacités de raffinage, la faiblesse des infrastructures

de transport, de stockage et de distribution ne permettent pas de

couvrir les besoins nationaux en produits pétroliers.


82

Par contre, le sous-secteur pétrolier, dans son ensemble, présente des opportunités

énormes sur toute la chaine de valeur qui permettront au secteur d‟envisager des

bonnes perspectives de développement:

les réserves prouvées et possibles dont dispose le pays, le démarrage

de Moho-Nord avec une production prévisionnelle de plus de 100 000

barils le jour,

la révision du cadre juridique et fiscal en cours,

la possibilité d‟augmenter les capacités de raffinage et de distribution

pour couvrir la demande nationale et extérieure en produits raffinés.

Mais, cela n‟est possible qu‟en se donnant les moyens pour se prémunir contre les

menaces liées :

- à la maturité des champs pétroliers,

- les impacts environnementaux,

- à la concurrence des raffineries des pays de la sous-région,

- à la trop forte dépendance au pétrole qui rend vulnérable l‟économie

nationale avec les fluctuations des cours du baril, etc.


83

1.5. Diagnostic du sous- Secteur gazier

1.5.1. Etat de lieux du sous- Secteur gazier

1.5.1.1. Etat de lieux de l’offre du sous- Secteur gazier

Les réserves (40 )

La République du Congo se classe cinquième (5ème) pays en termes de réserves

prouvées de gaz naturel en Afrique Sub-saharienne, troisième (3ème) site de

ressource gazière du Golfe de Guinée après le Nigéria et le Cameroun, neuvième

(9ème) en Afrique et 58ème au monde. Les ressources gazières du Congo est

composées du gaz naturel et du gaz naturel associé au pétrole.

Le total des réserves prouvées en gaz est estimé à environ 268 milliards de Sm3 en

2013 alors qu‟il était à 167 milliards de standards Sm3 en 2010. Les réserves en gaz

sont en forte augmentation due à l‟exploration des nouveaux champs pétroliers qui

fournissent les données relatives en contenu gazier. Sur les 268 milliards de Sm3 de

réserves, 182 milliards de Sm3 sous forme de gaz naturel brut et 86 milliards de Sm3

de gaz naturel associé au pétrole.

Source : SNPC

Gaz Naturel brut

(40) Alfred Charles SOCKATH (SNPC), « Potentiel et valorisation des ressources gazières »,2ème Conférence Internationale et Exposition sur les Hydrocarbures au Congo, avril 2014, Brazzaville


84

La majorité des Champs découverts du gaz naturel brut lors de la recherche

d‟hydrocarbures liquides ne sont pas encore exploités jusqu‟à ce jour. Il y a une

grande incertitude sur le niveau des réserves parce que les champs n‟ont pas encore

été testés. Néanmoins, les réserves sont estimées en 2013 à environ 182 milliards

de Sm3. Selon l‟EIA (Energy Information Administration), le Congo possèderait des

réserves possibles pouvant aller jusqu‟à plus de 3000 milliards de Sm3 de gaz

naturel comme l‟illustre ce graphique ci-après.

Source: U.S. Energy Information Administration

Gaz associé

Le Gaz associé est le gaz produit avec les hydrocarbures liquides. Les principaux

champs pétroliers ayant une quantité importante de gaz sont : Nkossa, Mboundi,

Banga-Néné et Litchendjili, avec une estimation en fin 2013 d‟environ 86 milliards

de Sm3 de réserves prouvées.

Les champs de Litchendjili, Banga -Néné (Marine XII) sont un pôle très attrayant pour

le développement du gaz associé, comme on peut le voir sur la carte ci-dessous,

pour des raisons suivantes :

Regroupement géographique ;

Faible profondeur d‟eau ;

Proximité de la côte.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

19

80

19

82

19

84

19

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19

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19

90

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19

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19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

Evolution des réserves de gaz naturel au Congo 1980 à 2014 en millier de milliards de m3

Evolution desréserves de gazau Congo 1980 à2014


85

Source : SNPC

Libonolo : 80km de la Côte et 675m de profondeur

Eléphant : 80km de la Côte et 550m de profondeur

Cheval : 100km de la Côte et 1000m de profondeur

NKOSSA, Mboundi :

76 milliards de Sm3

16 milliards de Sm3

79 milliards de Sm3

Source : MHC

0

20

40

60

80

3,2 0

9,8 2,8 5,4 2,2 1,5 0,04 1,5 0,5

64,4 61,1

0,6 0,8 4,5 9,25

4,2 1,3


86

Le total des réserves gazières non encore développées est estimé à 173 Milliards

Sm3. Seuls 5 champs ont des réserves les plus significatives à savoir :

Banga-Néné ≃ 64 milliards de Sm3, soit (2.15 Tcf),

Litchendjili ≃ 61 milliards de Sm3, soit (2.04 Tcf),

Libonolo ≃ 9.8 milliards de Sm3, soit (0.33 Tcf),

Poalvou ≃ 9 milliards de Sm3, soit (0.31 Tcf),

Horse ≃ 5.4 milliards de Sm3, soit (0.18 Tcf),

Tous les autres champs découverts ont chacun des réserves gazières inférieures à

cinq (5) milliards de Sm3.

Pôle à Gaz Congolais


87

Réserves gaz associé des principaux champs en production en 2013

Champs Réserves

(Milliards Sm3 Réserves

(Tcf) %

Hub Nkossa 4,13 0,13 6%

Moho-Bilondo 3,2 0,11 5%

Mboundi 6,3 0,21 10%

Banga-Néné 33,1 1,10 50%

Litchendjili 16,8 0,56 26%

Autres 2,16 0,07 3%

Source : MHC

Le champ de Banga-Néné détient la moitié de l‟essentiel des réserves en gaz

associé du Congo, suivi du champ Litchendjili (26%) et Mboundi (10%). Comme on

peut le constater dans le tableau ci-dessous, les données ont été actualisées alors

qu‟en 2010, elles se présentaient comme suit :

Source : STP/DSCERP, Données des Ministères des Mines et Hydrocarbures et secteur privé


88

La production gazière de 2000 à 2011

La production du gaz associé au Congo est en forte croissance, elle est passée de

47 à 335,1 milliards de pieds de cubes entre 1994 et 2012 avec une chute sensible

entre 1995 et 2002.


De ce gaz produit, on peut distinguer celui qui est utilisé pour la réinjection dans les

puits de pétrole pour augmenter la pression de récupération du pétrole brut

(Reinjected natural gaz), celui qui est torché dans l‟air (Vented and flared natural gaz

en anglais) dans les installations pétrolières et celui qui est commercialisé

(Production of marketed natural gas). On constate simplement que depuis 2000, 61%

de gaz produit au Congo a été réinjecté dans les puits (pour raison technique), 23%

torché et seulement 16% est commercialisé ou valorisé, soit exporté, autoconsommé

ou affecté pour la production de l‟électricité. Le tableau ci-après montre que la part

du gaz utilisé pour la réinjection des puits déjà très importante, ne cesse d‟augmenter

depuis 2004, pendant que celle consacrée au torchage est en légère diminution de

puis 2009 et celle destinée à la valorisation, en nette augmentation depuis 2009.

0

50

100

150

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250

300

350

400

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00

20

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20

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20

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20

07

20

08

20

09

20

10

Production totale en milliards de Sm3

Production enmilliardsde Sm3


89


Utilisation du Gaz associé produit en 2013

Source : SNPC

On comprend aisément que la part du gaz réinjecté ne peut être récupérée pour des

besoins de l‟exploitation des champs, mais seul le gaz torché peut être exploité pour

une meilleure valorisation commerciale.

1.5.1.2. Etat de lieux de la demande du gaz

Au plan mondial, le gaz naturel représente près du quart de la consommation

énergétique mondiale. D‟après le scenario établi par l‟Agence Internationale de

l‟Energie, la consommation de gaz naturel à l‟échelle mondiale devrait augmenter de

+ 50 % de 2012 à 2035. La croissance de la consommation gazière est liée en

grande partie à son développement dans le secteur électrique. En effet, le gaz

naturel est utilisé comme source d'énergie par les particuliers et dans l'industrie afin

de produire de la chaleur (chauffage, fours...) et de l'électricité. Dans les prochaines

années, les pays non OCDE du Moyen Orient et d‟Asie, en particulier la Chine et

l‟Inde, pèseront particulièrement sur l‟augmentation de la demande de gaz naturel.

0

50

100

150

200

250

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Vented and Flared Natural Gas

Reinjected Natural Gas

Production of Marketed Natural Gas

16%

61%

23% Auto-consommation

Réinjection

Torchage


90

L‟Europe importe plus de la moitié de sa consommation, laquelle progresse de 3 %

par an.

Source : http://www.indexmundi.com/map

Au niveau national, en la demande du gaz naturel est très faible, la production du

butane et du propane brut commercialisable est essentiellement exportée. A partir de

2012, Eni-Congo consacre 1 276 668 de m3 en moyenne annuelle pour la production

de l‟électricité41 à la Centrale Electrique du Congo à Pointe-Noire. Cette part dédiée

à la production de l‟électricité ne représente rien du tout par rapport à la production

du gaz commercialisable estimée à 53,616 milliards de Sm3 à la même année

(2012).

L‟essentiel des produits gaziers (butane et propane) consommées au pays

proviennent de la CORAF. La société GPL SA gère la logistique de gaz butane

composée de 2 dépôts à Pointe- Noire et à Brazzaville avec 659 TM de capacité, très

insuffisante pour couvrir les besoins du pays. Le graphique ci-dessous nous montre

que jusqu‟en 2010, la production journalière du butane n‟a jamais dépassée 400

barils.

41 https://www.eni.com/en_IT/attachments

- 20 000 40 000 60 000 80 000 100 000 120 000

États-Unis

Allemagne

Japon

Italie

Royaume-Uni

France

Corée du Sud

Russie

Turquie

Espagne

Chine

Gaz naturel – importations en 2012 (en Mega mètres cubes)

Gaz naturel – importations (en Mega mètres cubes)

http://www.indexmundi.com/map

https://www.eni.com/en_IT/attachments


91


1.5.2. Analyse du sous-secteur gazier

1.5.2.1. Analyse globale du sous-secteur gazier

Avec tout le potentiel en ressources, le sous- secteur gazier au Congo n‟est pas

assez développé malgré les opportunités industrielles, énergétiques ou domestiques

dont il dispose. Cela nécessite un véritable plan de développement du gaz congolais,

qui répond en priorité aux besoins nationaux d‟industrialisation et de sécurité

énergétique.

1.5.2.2. Analyse FFOM du sous-secteur gazier

Forces

Les réserves abondantes. Avec des réserves prouvées estimées à environ 268

milliards de Sm3 et des réserves possibles pouvant aller jusqu‟à plus de 3000

milliards de Sm3 de gaz naturel, le Congo dispose d‟un atout indéniable pour le

développement du secteur gazier. « Autant dire que la problématique de l‟avenir

du gaz est la même que celle pétrole, mais avec un décalage d‟une vingtaine

d‟années. Ce décalage vaut pour l‟épuisement des réserves, mais également

pour le pic de Hubbert du gaz qu‟on voit venir 15 à 20 ans après celui du

pétrole. Le gaz nous offre donc un sursis, qu‟il faudra utiliser au mieux pour

préparer « l‟après hydrocarbures ». « Le gaz naturel est considéré désormais

comme une énergie d'avenir, …. »42

42

David Bérenger Loemba(2008) in http://www.congopage.com/L-epuisement-des-reserves pétrolières

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Produit du GPL en miliers de barils par jour

Produit du GPL en miliers debarils par jour

http://www.congopage.com/David-Berenger-Loemba

http://www.congopage.com/L-epuisement-des-reserves


92

Faibles coût d’approvisionnement par la proximité avec le terminal de Djéno.

Les différents champs à fort potentiel en gaz sont proches du Terminal de

Djéno. Cette proximité des champs de Litchendjili, Banga -Néné (Marine XII) à

la côte ainsi que leur regroupement géographique et de leur faible profondeur

d‟eau permettent de réduire les coûts de développement et d‟acheminement

par gazoduc pour justifier la rentabilité économique des projets d‟exploitation

du gaz. C‟est un pôle très attrayant pour le développement du gaz associé,

comme on l‟a précédemment vu sur la carte.

Très faible coût d’extraction du gaz associé pris en charge par le pétrole :

l‟extraction du gaz associé est généralement prise en charge dans les coûts

d‟exploration et de production du pétrole brut qui émerge avec le gaz au

même moment. Dans tous les cas, même si dans le cadre des coûts indirects,

la prise en compte des coûts liés au gaz associé réduiraient les coûts

pétroliers dans les mêmes proportions.

Faiblesses ou contraintes

Dispersion des sites de production de gaz rend la collecte difficile. Nkossa,

Mboundi, Banga-Néné et Litchendjili, les principaux champs pétroliers sont

tellement dispersés sur plus de 75 km en moyenne qu‟il est difficile de collecter

directement le produit et nécessite une logistique appropriée (pipeline de

connexion). Cela constitue des coûts supplémentaires importants d‟exploitation

de la ressource.

Modeste taille de certains gisements. En dehors des champs qui sont

présentement en production (Nkossa, Mboundi), trois (3) sur 16 champs


93

seulement disposent des réserves dépassant 5 milliards de Sm3 de gaz.

Présence de l’hydrogène sulfureux (H2S), très nocifs, dans quelques gisements

et présente des risques pour la santé et d‟explosion ou d‟incendies. En effet,

l‟exposition au H2S même à courte durée peut provoquer des troubles

respiratoires, irritations oculaires, conjonctivites, vertiges, céphalées, œdème

aigu du poumon, pertes de connaissance (« plomb des vidangeurs ») jusqu‟aux

bronchites irritatives, irritations cutanées voire à une possibilité d‟accident mortel

très rapide en cas de fortes inhalations (> 1000 ppm). Ensuite, ce gaz H2S est

susceptible de former avec l‟air une atmosphère explosible, la limite inférieure

d‟explosivité est de 4 % en volume et la limite supérieure d‟explosivité de 46% en

volume. Le risque d‟incendie est élevé en présence d‟une source de chaleur, la

température d‟auto-inflammation est de 250°C43.

Besoins élevés de réinjection du gaz pour certains champs diminuent la part

de la production à la valorisation ou à la commercialisation. Comme on l‟a vu

précédemment, 61% de la production du gaz est réinjectée dans les champs

arrivés en phase de maturité ou où la pression naturelle de récupération à

fortement diminuée.

Grande profondeur d’eau pour certains gisements (Libonolo, Eléphant,

Horse,…) qui sont pour la plupart à plus de 500 m de profondeur.

faible capacité de production des produits gaziers (soit seulement 400 barils

le jour) qui ne permet pas de satisfaire le du marché local pour une

population d‟environ 4 millions d‟habitants. Ce qui explique encore la très

forte consommation de la biomasse (bois de chauffe et charbon de bois)

pour la cuisson, au détriment du gaz butane dans le pays.

absence d’infrastructures de transport onshore approprié (gazoduc,) freine la

distribution des produits gaziers (butane, propane, GPL, etc.) sur toute

l‟étendue du territoire national. Les seuls moyens de transport utilisés jusque-

là restent le chemin de fer à travers les wagons méthaniers et le transport en

vrac par les camions ou des barges sur le Fleuve Congo.

Absence d’une véritable étude de marché domestique et extérieure. Le

développement du secteur gazier passe nécessairement par une véritable

étude de marché qui permettra de dimensionner, segmenter et définir les

besoins de la demande. Mais malheureusement, jusqu‟à nos jours, aucune

d‟étude sérieuse n‟a été faite. Par exemple pour la plus part du temps, les

gaz de butane et de propane se font de plus en plus rares sur le marché

43

http://www.travailler-mieux.gouv.fr/hydrogene-sulfure-h2s.html


94

congolais et surtout à Brazzaville, alors que la demande est importante.

.

Opportunités

Les opportunités du secteur gazier du Congo sont très énormes, à la dimension de la

diversité des utilisations ou des valorisations possibles, en plus de celles qui sont

effectuées actuellement, véritables bases d‟industrialisation. Il y aussi les

opportunités d‟exportation, des revenus et d‟emplois.

Différentes valorisations possibles du gaz : on peut noter quelques valorisations possibles suivantes dont le marché devrait faire au préalable l‟objet d‟une étude approfondie:

o industrielles et agricoles (industries minières et pétrochimiques,

production d‟engrais azotés pour l‟agriculture,

o énergétiques (production de l‟électricité et des carburants légers)

o production des GPL à Nkossa, Mboundi, etc.

o production des GNL (dont le projet en cours d‟étude)

o production des GTL (dont le projet en cours d‟étude) ;

Le marché international est très favorable pour le gaz naturel, ce qui procure

des véritables opportunités d‟exportation. Avec l‟embargo de la Russie, l‟Europe

cherchera à diversifier ses sources d‟approvisionnement, qui certainement se

tournera vers l‟Afrique. Le marché asiatique constitue également une autre

opportunité d‟exportation du gaz non négligeable, en l‟occurrence avec la Chine

et l‟Inde avec qui les échanges commerciaux avec le Congo, sont très intenses

ces dernières années. En Afrique, l‟Afrique du Sud (3.5 milliards de m3), la

Tunisie (1.25 milliards de m3 et le Maroc (500 millions de m3) sont les plus

grands importateurs du gaz naturel. Mais au préalable, il est nécessaire pour

s‟en rassurer de faire une étude de marché pour déterminer l‟étendue de cette

opportunité ;

Possibilités de création d’emplois et des revenues. La mise en place des petites

unités de fabrication des engrais azotés, du méthanol, des GPL, de stockage et

de production d‟électricité peut engendrer 613 emplois et 315 milliards de FCFA

l‟année à l‟Etat.


95

Opportunités de création d‟emplois

Sociétés Minerais Site

Investissem

ent

En millions

de $

Emplois

directs

Emplois

induits

Part Etat

milliards

CFA/an

CORAF Gaz sec Engrais

azotés 200 50 17 25

CORAF Gaz sec méthanol 200 50 17 51

CEC/CED/TEP-E Gaz sec Electricité 1125 150 50 233

SCLOG Stockage Tout le pays 200 100 33 1

GPL.SA C.EMPLIS 50T/J 4 40 13 2

SNPC C.EMPLIS 100T/J 8 70 23 3

Total Gaz 1737 460 153 315

Source : STP/DSCERP, Données des Ministères des Mines et Hydrocarbures et secteur privé Opportunités des revenus

Sociétés Minerais Site Prod année

croisière (T/an)

Prix $/T

Revenus Millions

$/an

Part Etat milliards CFA/an

CORAF Gaz sec Engrais azotés

330 000 280 92 25

CORAF Gaz sec méthanol 748 440 250 187 51

CEC/CED/TEP-E Gaz sec Electricité 1800 000 470 846 233

SCLOG Stockage Tout le pays 100 000 30 3 1

GPL.SA C.EMPLIS 50T/J 15 000 400 6 2

SNPC C.EMPLIS 100T/J 30 000 400 12 3

Total Gaz 3 023 440 1147 315

Source : STP/DSCERP, Données des Ministères des Mines et Hydrocarbures et secteur privé


96

Menaces

Impacts environnementaux. Le sous-secteur gazier pose la problématique du

torchage de gaz associé. Jusqu‟à une période très récente tous les champs

pétroliers torchaient le gaz naturel associé au pétrole brut extrait comme moyen

d‟émettre plutôt le gaz carbonique que le méthane dans l‟atmosphère. Une

partie de ce gaz est réinjectée dans les puits pour augmenter le rendement des

gisements. Ce n‟est qu‟à partir de 2013 avec la société Eni-Congo qu‟une

partie de gaz torché est finalement valorisé par la production de l‟électricité

d‟une capacité aujourd‟hui de plus de 350 MW. Mais au terminal de Djéno et

dans plusieurs champs pétroliers, le gaz associé continue d‟être torché

émettant ainsi une grande quantité de gaz carbonique et d‟oxyde d‟azote dans

l‟atmosphère depuis des années. Nous savons que ces gaz évaporés pendant

les opérations constituent l‟essentiel des gaz à effet serre, responsable du

réchauffement climatique. C‟est la raison pour laquelle le Congo a ratifié le

projet GGFR (le Partenariat mondial pour la réduction des gaz torchés, créé en

2002 visant à réduire de façon systématique le torchage du gaz naturel associé.

Bien que la combustion du gaz naturel, appelée torchage, soit une méthode

sûre et efficace pour évacuer l'excédent de gaz naturel résultant de la

production pétrolière, cette pratique présente l‟inconvénient de gaspiller une

ressource énergétique précieuse et d‟émettre du dioxyde de carbone dans

l‟atmosphère, l'un des gaz à effet de serre.

Epuisement progressive des ressources risque de rendre difficile

l‟approvisionnement dans le futur. Bien que les réserves déjà importantes ne

soient pas évaluées avec exactitude et la production soit encore timide à nos

jours, le gaz naturel est une ressource épuisable comme le pétrole.

L‟exploitation effective du gaz naturel pour les champs de Nkossa et de

Mboundi est considérée comme une alternative à l‟épuisement du pétrole brut

au Congo, selon quelques experts congolais, mais les besoins énergétiques et

d‟industrialisation pressants, mettent la valorisation du gaz comme option

stratégique du Plan National de Développement 2012-2016. De ce fait, en tant

fossile, l‟exploitation du gaz comme celle du pétrole finira par s‟estomper un

jour. Au rythme actuel d‟exploitation, les réserves prouvées permettraient

environ 20 ans de production44.

44

Plan National de Développement Livre 1-DSCERP-2012-2016, page n°137, alinéa 443


97

Conclusion de l’état de lieux du sous-secteur gazier

L‟état des lieux du sous-secteur gazier nous a montré que le Congo :

dispose d‟un potentiel gazier très impressionnant et parmi les plus importants

d‟Afrique ;

ne produit que le gaz naturel associé qui est exploité, les champs

spécifiquement gaziers ne sont pas encore développés alors qu‟ils disposent

des avantages en termes de couts d‟approvisionnement et de transport grâce

à la faible profondeur et à la proximité à la ville de Pointe-Noire ;

Par ailleurs, 61% de la production gazière actuelle est réinjectée dans les puits de

production, 23% torchée et 16 % valorisée par l‟exportation ou par la production de

l‟électricité.

La demande nationale en gaz est très faible,

l‟essentiel de la production est exporté,

la part du gaz naturel transformée en électricité ne représente que moins de

1% de la production commercialisable,

la très faible capacité de production du GPL (butane) qui ne dépasse pas 400

barils par jour.

Fort de ce qui précède, le sous-secteur gazier dispose des perspectives de

développement très intéressantes, en s‟appuyant sur l‟impressionnant potentiel en

réserves ainsi qu‟à la faiblesse des coûts d‟extraction et d‟approvisionnement.

Par ailleurs, il importe de faire face à quelques obstacles techniques et

infrastructurels liés à :

- la dispersion des sites, présence de H2S,

- au besoin élevé de réinjection,

- la faible capacité de transformation,

- l‟absence des infrastructures de transport et de stockage.

Devant un tel potentiel, les besoins domestiques en GPL non couverts et

d‟industrialisations devraient pousser à court et moyen terme à la valorisation

optimale du gaz naturel par la mise en exploitation des champs spécifiquement

gaziers et la valorisation du gaz torché. Les multiples valorisations qui peuvent être

faites à partir du gaz touchent aussi bien le domaine de :


98

- l‟électricité,

- de l‟industrie (minière et manufacturière),

- de l‟agriculture,

- que divers produits gaziers comme le GPL, le GNL et le GTL.

Ces différentes valorisations nécessitent des investissements importants, et peuvent

permettre de créer des emplois et des revenus substantiels pour le Congo tout en

contribuant effectivement aux objectifs de croissance, d‟emploi et de réduction de la

pauvreté du PND. Avec un marché international favorable (Europe, Asie et dans la

sous-région africaine), les opportunités d‟exportation du gaz sont bien évidentes.

Mais l‟exploitation du gaz, comme toute ressource fossile, est accompagnée

d‟impacts environnementaux et menacée d‟épuisement à long terme, d‟où la

nécessité de veiller au respect strict des normes industrielles en la matière et à la

gestion prospective de la ressource.


99

2. DEUXIEME PARTIE : RECOMMANDATIONS SUR LES APPROCHES STRATEGIQUES DE DEVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L’ENERGIE AU CONGO

Dans le cadre de ce travail, il s‟agit de proposer des recommandations ou

suggestions comme piste stratégique de réflexion par rapport à l‟analyse SWOT vue

précédemment et devra faire l‟objet des études approfondies de faisabilité

techniques et de justification ou d‟évaluation économique à base de l‟analyse coût-

bénéfice, par exemple.

2.1. Opportunités du potentiel énergétique national

Les recommandations stratégiques du secteur de l‟énergie se déclinent en axes

stratégiques qui sont composés des programmes et des actions à court, moyen et

long terme. Dans l‟approche sectorielle classique, les filières sont considérées

comme base de réflexion et ne peut mener à des stratégies« cloisonnées » rendant

difficile la programmation cohérente des activités transversales, en amont ou en aval

dans la chaine de production. Cette approche renvoie au développement des

synergies sectorielles comme moyen de diffusion des effets d‟entrainement dans

l‟économie nationale.

2.4.1. Approches stratégiques du sous-secteur de la Biomasse

AS-1 Minimiser les menaces à l’approvisionnement en bois énergie et

hydrocarbures en favorisant le reboisement à vocation énergétique.

La forte dégradation des ressources forestières liée à son exploitation anarchique

pourra compromettre dans le futur l‟approvisionnement durable de nos besoins en

biomasse. Ainsi, il est primordial de minimiser voire d‟éliminer les menaces

d‟épuisement de nos ressources forestières et de sécuriser les ressources

forestières naturelles encore existantes et les ressources hydrauliques avec l‟effet

combiné de séquestration des émissions massives du CO2.

AS-2 Etudier et développer une filière de production de foyers économes par

une approche entrepreneuriale et commerciale.

A court terme

L„usage des foyers économes est à vulgariser mais il faut une bonne stratégie

de campagne de vulgarisation en faveur de l‟utilisation des foyers améliorés,

à commencer par l‟Information, la communication et l‟éducation des usagers

ou des potentiels usagers et en adoptant une approche commerciale plus

agressive. Le rendement du bois est souvent très faible (5 à 10 % de l‟énergie

qu‟il contient est récupérée) car il est brûlé au milieu de 3 pierres sous une


100

casserole où un chaudron. Des foyers améliorés peuvent faire passer le

rendement du bois à 30 ou 40 % et donc permettre de diviser par un facteur

au moins 3 les consommations ;

Il est pertinent de continuer la promotion et le développement de l‟utilisation

des foyers améliorés et de capitaliser les expériences nationales en la

matière. Ainsi, le commerce de foyers économes va cibler les ménages qui

utilisent le charbon, le bois de chauffe mais également ceux qui utilisent le

gaz, le pétrole lampant.

AS-3 Travailler sur le zonage forestier et le système d’information

A court terme

Mise en place d‟une base de données permettant de stocker les informations

relatives à la production et à la commercialisation de charbon de bois, et par

la suite de mettre en place des outils de suivi et de contrôle de la filière

charbon ;

AS-4 Assurer durablement l’approvisionnement en biomasse

A moyen terme

Pour pouvoir couvrir de façon durable les besoins en bois énergie, bien réglementer

l‟exploitation des ressources forestières destinées à l‟Energie (gestion rationnelle

des ressources forestières) depuis la coupe jusqu‟à la technique de carbonisation en

appliquant tous les dispositifs législatifs et réglementaires existants ou les adapter.

2.4.2. Approches stratégiques du sous-secteur de l’électricité

AS-1. Augmenter le parc énergétique du Congo

L‟augmentation progressive de la population qui est un indicateur du nombre de

ménages est le défi majeur en matière de demande d‟électricité dans les deux (2)

scénarios. L‟industrialisation du pays demandera une grande capacité de

production, la demande sera d‟environ 1000 MW en 2025. La construction des

centrales Chollet, Sounda, etc. devraient être impératifs pour booster l‟accès à

l‟électricité des ménages et d‟entreprises au Congo.

AS-2. Promouvoir l’exploitation rationnelle des ressources d’énergies locales

pour la production d’énergie électrique

Le Congo doit alors développer l‟exploitation des ressources hydrauliques,

biomasses, éoliennes et solaires pour la production de l‟électricité tout en favorisant

l‟interconnexion.


101

Il s‟agira ici d‟une volonté politique de l‟Etat afin d‟appuyer et multiplier les initiatives

d‟investissement dans la valorisation des ressources naturelles locales potentielles à

vocation énergétiques.

AS-3. Renforcer et améliorer la gouvernance dans le sous-secteur électricité

A court terme

L‟élaboration par l‟Etat d‟une politique de développement économique clair,

notamment dans la promotion des investissements dans les secteurs

productifs (agriculture, industrie, tourisme et hôtellerie,...). Ceci permettra non

seulement au sous-secteur électricité de mieux assurer ses services mais

également lui permettra de rentabiliser ses investissements en augmentant la

part de la consommation d‟énergie électrique des secteurs d‟activités

économiques. Arriver à ce stade, le sous-secteur électricité pourra ainsi être

considéré comme un moteur de développement économique en favorisant la

consommation électrique pour les activités de production créatrices de valeur

ajoutée, d‟emploi et de richesse ;

Apporter des informations supplémentaires sur les opportunités

d‟investissement privé dans le sous-secteur afin de faciliter leur prise de

décision: études techniques, hydrologiques des sites candidats ;

Favoriser les échanges et se concerter avec le secteur privé pour attirer des

investisseurs notamment ceux intervenant dans les secteurs porteurs : mines,

tourisme et hôtellerie, etc. afin d‟étudier des montages financiers permettant

d‟atténuer ou partager les risques, sécuriser encore plus les investissements :

o possibilités de Co-investissement dans la production et le transport

d‟électricité ;

o possibilité de mise en place de fonds de garantie.

AS-4. Poursuivre l’extension des réseaux

A court terme

Il est encouragé de poursuivre l‟extension du réseau dans les milieux

périurbains et dans les zones à fortes potentialités économiques grâce à la

collaboration entre ANER et la SNE ;

En outre, le lancement d‟une étude de faisabilité pour la mise en place de la

boucle sur le réseau national de transport en lieu et place de la configuration

radiale actuelle.


102

A moyen terme :

Poursuivre l‟étude et la planification de l‟extension des réseaux ;

Poursuivre l‟interconnexion des grandes villes.

A long terme

Créer une boucle énergétique en interconnectant le réseau nord au réseau sud par

création des lignes Djambala-Lékana-Zanaga-Sibiti-Moukoukoulou.

AS-5. Renforcement et optimisation de la gestion de la SNE

A court terme :

Garantir la gestion autonome de la SNE en tant que la société privilégiée et

son entière qualité d‟opérateur :

o Ajustement tarifaire ;

o Recouvrement des impayés de l‟administration.

Améliorer la gestion financière de la SNE, donc améliorer la qualité d‟audit et

du contrôle interne ;

Renforcer le contrôle sur la gestion financière de l‟entreprise ;

Maîtriser l‟ensemble des dépenses à travers les unités de production éparses

(ça et là).

L‟Etat et le Ministère de tutelle doivent surtout jouer leur rôle de contrôle. Ces

mesures sont vitales pour la société sinon elle devra survivre avec la subvention de

l‟Etat, mais qui est une situation non viable. Elles permettront également de

regagner la confiance des bailleurs de fonds dont le concours sera sollicité tôt ou

tard.

AS-6. Amélioration de la performance technique

A moyen terme :

La SNE ne dispose pas actuellement de ressource financière propre pour réaliser

les travaux de maintenance et investir à court terme. Ainsi, les améliorations ci-

après devraient être prévues à moyen terme :

Remettre en place les politiques et les procédures de maintenance qui

s‟inscrivent dans la durée ;

Mise en place d‟un nouveau système de comptage : SMART METER

(Compteur Intelligent) permettant le comptage à distance et le relevé en

temps réel de la consommation. Cela réduit le vol (avant et au compteur,

défaillance des agents effectuant le relevé,…) ;

Gérer le transfert de compétences techniques indéniables du personnel-clé


103

pour la relève.

AS-7. Multiplier l’effort en matière d’électrification rurale par ANER

L‟électrification rurale devra avoir une orientation totale vers les énergies

renouvelables en valorisant les sites hydroélectriques, l‟énergie solaire,

l‟énergie éolienne et la biomasse afin que le coût de production soit faible

permettant de proposer un tarif adapté au pouvoir d‟achat des abonnés et

promouvoir les activités de production ;

Le défi pour l‟électrification rurale sera de prendre des mesures pour

mobiliser le financement des études et des futurs investissements. En effet,

les investissements, notamment dans les centrales hydroélectriques sont

beaucoup plus cher par rapport aux centrales thermiques au fuel ou au

biogaz.

AS-8. Combiner le projet d’électrification avec la promotion d’autres activités

économiques

Les projets d‟électrification rurale peuvent devenir un véritable vecteur de

développement économique. En plus, le succès de l‟électrification rurale ne réside

pas seulement dans la réussite des installations et leur bon fonctionnement sur le

plan technique. Il est important que les projets d‟électrification rurale s‟intègrent

vraiment dans le paysage socio-économique de son milieu d‟insertion en apportant

des solutions ou en offrant des opportunités pour la population locale de résoudre

leurs problèmes.

Promotion combinée de l‟électricité et de l‟énergie de cuisson

Deux (2) approches méritent réflexion :

o Coupler l‟accès à l‟électricité avec des actions de reboisement autours

des sites hydroélectriques pour les protéger contre l‟érosion, la

promotion de l‟utilisation des foyers économes au niveau des

ménages ;

o Valorisation de la filière canne à sucre par l‟exploitation de la bagasse

dans une centrale et de l‟éthanol domestique comme énergie de

cuisson.

Promotion des activités économiques utilisant l‟énergie électrique

Les projets d‟électrification rurale devront accompagner le développement des

activités de production dans leur zone d‟implantation et ne pas se cantonner à la

fourniture d‟énergie, en partenariat avec les projets de développement ou les

services techniques déconcentrés du secteur ciblé.


104

AS-9. Renforcer la qualité technique des projets d’électrification

Les projets en électrification rurale devront démontrer leur pertinence, leur faisabilité

technique et leur rentabilité socio-économique. Un Taux de Rentabilité Interne

minimum ou une Valeur Actuelle Nette devra être exigé à tous projets. Le choix des

sites candidats et des localités à électrifier doivent donc suivre cette logique. Les

ressources à valoriser : ressource hydraulique, biomasse, solaire, éolienne doivent

provenir de la zone elle-même. Ainsi, l‟étude des potentiels en ces ressources est

déterminante afin d‟assurer la fourniture régulière en énergie électrique dans la

localité. Cette notion de régularité d‟approvisionnement constituera en effet, une

exigence en matière de service public.

AS-10. Promotion d’une consommation plus responsable

A court terme :

Pour que les utilisateurs soient responsables, il faut une campagne

d‟Information, d‟éducation et de communication en matière d‟utilisation

économe de l‟énergie ;

L‟Etat doit donner le bon exemple en payant régulièrement ses factures en

énergies consommées, tous les bâtiments administratifs publics devraient

progressivement être alimentés en énergies renouvelables et utiliser des

lampes à basse consommation (LBC) ;

Les abonnés doivent utiliser des lampes à basse consommation et si possible

des appareils, des machines électriques à basse consommation et moins

polluants à l‟échelle du pays.

A moyen terme :

Il faut mettre en place des mesures pour gérer la vétusté accrue du parc

automobile au Congo afin de diminuer la pollution atmosphérique, notamment

dans les grandes villes comme Brazzaville, Pointe-Noire ou ailleurs ;

Les contrôles de l‟utilisation de toutes sources d‟énergies : électricité des

bâtiments administratifs publics et carburant des véhicules administratifs

doivent être rigoureux afin de réaliser des économies, donc d‟éviter les

gaspillages et réduire la pollution.

AS-11. Produire de l’électricité par la valorisation du biogaz

La filière biogaz est une énergie renouvelable verte qui s‟inscrit dans des cycles

naturels et constitue, de fait, une énergie respectueuse de l‟environnement mais

n‟est pas encore valorisée au Congo. Or le biogaz constitue une énergie facilement


105

stockable (gazomètre du digesteur, bouteilles de gaz, réseau de gaz).

Le biogaz pourra compléter l‟usage du gasoil comme carburant dans la production

d‟énergie électrique et il va se substituer au pétrole lampant comme combustible

source de cuisson aussi.

A court terme

Des centrales à biogaz peuvent être installées par ANER dans les zones

rurales dont le résultat sera à capitaliser. Il convient de mener une étude sur

les potentiels réels de production de biogaz à vocation énergétique pour que

cette filière puisse avoir sa place dans le paysage énergétique congolais.

Dans les zones où aucune autre solution n‟est possible, les groupes

thermiques au gasoil ou au fuel pourront être alimentés par le biogaz.

AS-12. Renforcer les capacités des opérateurs en matière d’exploitation d’une

centrale en milieu rural

Compte tenu de la spécificité du milieu, les opérateurs qui vont exploiter les

centrales doivent disposer des compétences nécessaires en matière de gestion,

finance et commerce, en plus de leur expertise technique en matière d‟électricité

(production et distribution). Les opérateurs doivent effectuer un suivi et évaluation

régulière et systématique de leurs activités et des résultats. Par ailleurs, ils devront

être capables de monter et de mener des opérations marketing et commerciale afin

d‟accroitre le nombre des abonnés, ensuite d‟effectuer le suivi de leur consommation

et enfin de procéder au recouvrement.

AS-13. Alimenter les groupes thermiques au diesel par le biogaz

La filière biogaz est une énergie renouvelable verte qui s‟inscrit dans des cycles

naturels et constitue, de fait, une énergie respectueuse de l‟environnement mais

n‟est pas encore valorisée au Congo. Or le biogaz constitue une énergie facilement

stockable (gazomètre du digesteur, bouteilles de gaz, réseau de gaz).

Le biogaz pourra compléter l‟usage du gasoil comme carburant dans la production

d‟énergie électrique et il va se substituer au pétrole lampant comme combustible

source de cuisson aussi.

Dans les zones où aucune autre solution n‟est possible, les groupes thermiques au

gasoil ou au fuel pourront être alimentés par de le biogaz.

AS-14. Améliorer le cadre juridique et institutionnel

Le code d‟électricité stipule, le transport d‟électricité est également un segment du

secteur de l‟électricité ouvert à l‟initiative privée et à la concurrence. Toutefois, dans


106

le cadre de la stratégie de développement du secteur de l‟énergie électrique

approuvée par décret du 31 décembre 2010 susvisé, le Gouvernement envisage de

conserver le transport d‟électricité au sein d‟un monopole public de fait. Le transport

d‟électricité demeure exclusivement assuré par la SNE.

Le Gouvernement devrait envisager la mise en place d‟un gestionnaire du réseau

public en charge des infrastructures de transport pour une vraie ouverture à la

concurrence en vue d‟inciter les investisseurs privés.

La gestion d'un réseau de transport d'électricité ou de gaz doit être assurée par des

personnes distinctes de celles qui exercent des activités de production ou de

fourniture d'électricité

Le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité doit être un service,

indépendant sur le plan de la gestion, des autres activités de la SNE. En raison des

règles de neutralité et de transparence, le maintien d'un service autonome au sein

même de la SNE et une certaine rigidité des règles de gestion, de contrôle et de

fonctionnement.

En lieu et place d‟un organe de synergie entre les sous-secteurs gazier, pétrolier et

électricité, l‟Etat pourrait également envisager un seul ministère de l‟énergie comme

c‟est le cas au Gabon, en Algérie, au Brésil, etc. où cette configuration crée la

stabilité de l‟ensemble du secteur de l‟énergie en mutualisant toutes les ressources

au sein d‟un même département, un ministère de l‟énergie pourrait voir le jour.

Le défi reste donc à mettre en cohérence les actions des différents sous-secteurs et

à développer une synergie entre eux.

2.1.3. Approches stratégiques du sous-secteur pétrolier

Axe 1 : renforcement des capacités institutionnelles et managériales pour

améliorer la gouvernance du secteur

L‟Etat aura pour mission non seulement de réguler mais aussi et surtout de faciliter

et d‟accompagner le processus de relance et d‟expansion des activités du sous-

secteur sur toute la chaine de valeur (production, marché, transport, distribution et

des activités de soutien), et à stimuler le développement des services de base,

notamment les réformes institutionnelles, le renforcement des ressources humaines

voire l‟amélioration des services d‟infrastructures. Dans le processus, il prendra des

dispositions pour faciliter les investissements, et aussi pour encourager la

participation des nationaux, notamment dans les activités d‟appui et de sous-

traitance45.

45

Le PND 2012-2016 Livre 1, page 143


107

1. Améliorer la gouvernance publique

- renforcer la gouvernance de la filière. Le Gouvernement entend rationaliser ses

interventions et appuis dans la filière, afin d‟en maximiser l‟impact. Ces efforts se

déclinent selon les deux grandes « missions » distinctes, notamment : (i) les

activités de pilotage et de planification du secteur, (ii) les activités de « régulation »

concernant les programmes de politique sectorielle (exploration-production du

pétrole brut, trading ou « commercialisation » de la part de production revenant à

l‟Etat, raffinage et distribution des produits pétroliers.

Le pilotage administratif renvoie :

à l‟organisation structurelle (organigramme) du Ministère en charge

des hydrocarbures qui devrait correspondre aux missions, à la

stratégie et aux programmes du secteur,

aux moyens en ressources humaines suffisants et de qualité

(techniciens et ingénieurs, économistes, juristes administratifs, et

autre) pour être capable de suivre et de contrôler toutes les activités

de toute la chaine pétrolière) ;

aux moyens matériels (informatiques, mobiliers et autres), techniques

et informationnels (équipements techniques de contrôle et de suivi des

activités, outils de gestion des informations, etc.) pour améliorer les

conditions de travail et d‟avoir les meilleurs outils d‟aide à la décision ;

aux moyens financiers (budget suffisant en fonction des actions

prioritaires à mener sans lequel une stratégie ne peut être mise en

œuvre)

à la mise en place d‟une véritable banque des données pétrolières en

tant outil d‟aide à la décision pour améliorer l‟optimisation de la

gouvernance.

La « planification stratégique » fait référence aux documents de planification

stratégique de développement du secteur. Il s‟agit :

d‟élaborer un « Plan Stratégique de développement des hydrocarbures au

Congo», en dehors du Code des Hydrocarbures, basé sur les orientations du

Plan National de Développement (PND).

Ensuite, pour une meilleure gestion axée sur les résultats, un programme

d‟actions prioritaires devrait être défini, suivi d‟un plan annuel de performance

pour mesurer les réalisations. Tous ces documents devraient être élaborés

aux fins de clarifier les orientations, les objectifs, les programmes majeurs,

les modalités de mise en œuvre, le cadre logique de suivi et évaluation de

l‟exécution de ces programmes ainsi que les stratégies de financement du

secteur.

La régulation du secteur passe, d‟une part, par la fixation des règles claires de la


108

concurrence, des modalités de fonctionnement du secteur, de suivi et contrôle de

l‟exécution de ces règles à partir du cadre juridique, fiscal réglementaire et

contractuel (code des hydrocarbures et de ses textes d‟application, les textes

juridiques sur la sous-traitance, le secteur de l‟aval pétrolier, etc.)

Les activités de trading ou de commercialisation de la part du pétrole brut et de ses

dérivés revenant à l‟Etat congolais ainsi ses participations dans les opérations

pétrolières sont assurées par la SNPC. De ce fait, pour le gouvernement, il s‟agit de

renforcer la SNPC non seulement à acquérir une certaine expertise et maîtrise des

opérations mais aussi à mieux valoriser le « government-take » sur le marché

international du pétrole. En outre, comme on l‟a vu précédemment, il faudra aussi

clarifier et formaliser le prix de cession qui pourrait être pratiqué à la CORAF, et qui

lui permettrait d‟équilibrer ses comptes tout en pratiquant un prix à la pompe

« accessible » aux populations46.

Le renforcement du dispositif de coopération au niveau mondial (par exemple le

projet GGFR avec la Banque Mondiale pour la réduction du torchage du gaz) pour

être en phase avec le contexte énergétique mondial. Au niveau africain avec l’APPA,

il s‟agit de capitaliser les échanges d‟expérience sur toute la chaine pétrolière (dans

les domaines de l'exploration, de la production, du raffinage des hydrocarbures, de

la pétrochimie des ressources humaines, de l'acquisition et de l'adaptation de la

technologie ainsi que dans le domaine juridique) et d‟harmoniser les politiques

énergétiques dont l‟objectif demeure la couverture des besoins.

2. Actualiser le cadre juridique, réglementaire et fiscal

Le nouveau Code Pétrolier qui est en cours d‟adoption devrait viser à :

réaménager la fiscalité pétrolière en rendant relativement flexibles, les

termes contractuels en fonction des risques encourus et de la production;

éclaircir et renforcer, à travers les textes d’application, les conditions

de contrôle des coûts pétroliers ainsi que de suivi et contrôle des

opérations qui mettent les différentes administrations de l‟Etat et les autres

partenaires au même niveau d‟information ;

tenir compte de tous les aspects contextuels (spatio-temporels) qui

justifie l‟inadéquation du cadre juridique actuel et des attentes des toutes

les parties prenantes qui tournent autour :

de la transparence dans la gestion des ressources pétrolières

(information sur les réserves, la production et commercialisation du

brut, etc.), le suivi et le contrôle de la production et de la

commercialisation de la part du brut de l‟Etat;

46

Plan National de Développement (PND 2012-2016), page 144


109

de la réglementation spécifique et d‟un dispositif de gestion des effets

adverses de l‟activité pétrolière sur l‟environnement naturel et les

conditions sanitaires;

de la relance de la production pour maintenir ou augmenter la part de

la production revenant à l‟Etat ;

du renforcement des capacités managériales et opérationnelles de

l‟Etat chargées du suivi des activités pétrolières ;

de la valorisation des ressources gazières du pays (action amorcée

avec le décret de 2007 sur l‟utilisation et la valorisation du gaz) ;

de l‟implication des sociétés à prendre en compte du contenu local

dans toutes leurs opérations ;

de la clarification du régime fiscal et douanier spécifique adaptés aux

sociétés pétrolières ;

de la réduction de la durée de l‟immobilisation du capital ;

de l‟augmentation de la durée des permis de recherche et

d‟exploitation ;

des dispositions attractives permettant la relance des investissements

en vue du redéveloppement des champs matures, de la réalisation

des travaux dans les zones frontières ou sous des thèmes complexes

comme l‟anti-salifère.

Du point de vue économique, comme l‟a rappelé Michel Vuillod (47), les termes d‟un

système flexible et progressif sont conçus de manière à :

i. améliorer la rentabilité des découvertes marginales pour encourager

l‟exploration et le développement de telles découvertes ;

ii. assurer un taux de prélèvement de l‟État faible dans les situations de

risques et de coûts élevées, ou dans des zones à faible potentiel

pétrolier ;

iii. limiter la rentabilité de la compagnie pétrolière en augmentant

sensiblement les revenus de l‟État en cas de profits exceptionnellement

élevés ;

iv. ne pas supprimer une perspective de profits raisonnables pour des

investisseurs potentiels.

(47) Théorie de base sur le cadre contractuel de l’exploration-production, International Oil and Gas Resources Management Seminar, du 27 au 30 avril 2008, Libreville Gabon.


110

3. Renforcer l‟expertise nationale dans le domaine des hydrocarbures

L‟expertise nationale revoie au capital humain disponible et au marché du travail

dans le secteur des hydrocarbures, notamment l‟adéquation entre l‟offre et la

demande du travail. Il s‟agit de faire face à la problématique de la formation et du

développement des compétences des ressources humaines nationales dans le

domaine des hydrocarbures. Cette problématique est fondamentalement

transversale parce que concerne aussi bien l‟éducation nationale, l‟enseignement

technique et professionnel que le secteur des hydrocarbures. La question de

renforcement des capacités des ressources humaines est tellement préoccupante

qu‟elle est au cœur des préoccupations de la gouvernance du secteur. Au niveau

du secteur public, les structures en charge de la régulation du secteur (amont

comme aval), ainsi que la Société Nationale de Pétroles, doivent se doter d‟un

personnel compétent régulièrement recyclé, dans un secteur en perpétuelle

mutation. Le but est de maximiser les effets d‟emploi, de revenu et de réduction de

la pauvreté.

A court terme, dans le but de renforcer les capacités dans l‟Administration Publique

et de développer les compétences pour le secteur privé il s‟agira :

de mettre en place un programme de renforcement de capacité des

structures publiques chargées de l‟élaboration des politiques sectorielles

(Ministère des Hydrocarbures), de la régulation (Agence de Régulation de

l‟Aval Pétrolier) et de la gestion des participations de l‟Etat (Société Nationale

des Pétroles du Congo);

de créer un Centre de formation et de développement des compétences aux

métiers du pétrole;

d‟exiger les programmes de formation au sein des entreprises privées et

publiques dans le cadre du local content;

A moyen et long terme, il est nécessaire :

de développer un vaste programme de formation de cadres et techniciens

spécialisés dans les divers domaines d‟activités nationales, en particulier, le

Pétrole, le Gaz et les Mines, ainsi que les autres secteurs susceptibles de

développer des grappes favorables à la croissance ;

d‟associer toutes les parties prenantes de l‟offre et de la demande des

ressources humaines pour la définition de la politique nationale de la

formation et de l‟emploi dans le domaine des hydrocarbures. Cela passe


111

par dans la définition de la politique nationale de l‟éducation nationale, de

l‟enseignement technique, professionnel et supérieur comme moyen

prévisionnel et prospectif de garantir l‟offre du capital humain;

de renforcer les capacités opérationnelles des institutions de formation initiale

et continue (Université Marien N‟GOUABI, et Centres de formation

professionnelle), chargées de fournir à l‟industrie les techniciens, ingénieurs

et cadres spécialisés (juristes et économistes pétroliers, ingénieurs et

techniciens géologues, géophysiciens, pétroliers (forages et gestion des

gisements), informaticiens et automaticiens;

de travailler en étroite collaboration avec des associations professionnelles,

cabinets d‟audit et d‟expertise comptable, de conseil en gestion (recrutement,

formation, etc.…) tels que : NEXT / SCHLUMBERGER, DELOITTE, CAC,

etc… en renforçant l‟expertise nationale dans ce domaine dans le but de

faire face aux enjeux et aux défis technologiques et environnementaux liés à

l‟activité pétrolière.

Axe 2 : Augmentation du government take par la relance la production

1. Promouvoir les zones libres du domaine minier

Les zones libres du bassin côtier et de la cuvette congolaise non encre explorées et

les réserves actuelles dont dispose le Congo, devront permettre de,

A court et à moyen terme:

d‟actualiser la cartographie sur les caractéristiques géologiques des bassins

sédimentaires pour une meilleure lisibilité des zones potentielles à prospects ;

vulgariser la pratique des appels d‟offres internationaux pour des zones libres

du domaine minier ;

vulgariser le nouveau code pétrolier qui entrera en vigueur courant cette

année par des activités de sensibilisation et d‟information auprès des

opérateurs actuels et des investisseurs potentiels dans les conférences,

salons d‟affaires, etc… ;

améliorer de façon générale l‟environnement des affaires pour attirer les

investissements (code d‟investissement, stabilité politique et sociale, sécurité

des investissements, droit foncier, infrastructures économiques et sociales de

base, procédures administratives, etc.

2. Encourager les sociétés pétrolières à intensifier les activités d‟exploration et

la production.

Dans le but de relancer la production qui a commencé de décroitre sensiblement


112

depuis trois années, il est plus que nécessaire de :

encourager et faciliter des sociétés à explorer le bassin de la Cuvette

congolaise et des zones à fort potentiel en sables bitumineux dans le bassin

côtier ;

encourager les entreprises privés et la société d‟Etat à plus d‟innovation

technologique afin d‟augmenter le taux de récupération du brut dans les

champs actuels et de stimuler les champs marginaux et ceux qui sont en

phase mature;

capitaliser la coopération dans le cadre de l‟Association des Producteurs du

Pétrole Africains (APPA) dans le domaine des échanges d‟expériences

techniques et des benchmarking en matière

Axe 3 : Amélioration de la gestion des externalités de l’activité pétrolière

Les externalités peuvent être considérées comme les effets ou les impacts des

activités pétrolières sur l‟environnement socio-économique du pays. Ces externalités

sont, soit positives (le local content au sens des liaisons de Hirschmann48), soit

négatives comme des impacts environnementaux.

3. Renforcer et développer le local content

Le contenu national ou local content est un ensemble des activités axées sur le

développement des capacités locales, l‟utilisation des ressources humaines et

matérielles locales, la formation et le développement des compétences locales, le

transfert de technologie, l‟utilisation des biens et services locaux et la création de

valeurs additionnelles à l‟économie locales mesurables49. Le Contenu local en

emplois est faible et reconnu comme tel, un véritable obstacle au transfert de

compétences. Il s‟avère donc essentiel de50 :

renforcer le partenariat entre l‟Etat et les entreprises installées au Congo

dans le cadre d‟un dialogue public-privé (Uni Congo et les autres

organisations professionnelles. Une règlementation et des accords devraient

être signés afin de permettre l‟implication de ces entreprises dans la

construction des infrastructures de base (Energie, hydraulique, transport

etc.) ;

organiser des actions de renforcement des capacités des ressources

humaines afin de faciliter le transfert de technologie, pour permettre la mise

48

Cité par Abdelkader Sid Ahmed(1988) : Vers une théorie de l'industrialisation à partir de l'exportation et de la transformation des ressources naturelles: de la « staple theory » à la rente pétrolière In: Tiers-Monde. 1988, tome 29 n°115. pp. 715-812 49

Définition selon le Ministère des Hydrocarbures 50

Le Plan National de Développement-DSCERP 2012-2016, page 144, alinéa 470


113

en place de sociétés de biens et services répondant aux exigences et

normes de l‟industrie pétrolières. Cela passe par les actions de formation et

développement des compétences des congolais dans le cadre de ces projets,

notamment dans les domaines spécifiques de l‟Offshore profond, onshore

marécageux, des sables bitumineux, de l‟environnement, etc.

Du fait que les activités de soutien (sous-traitance) est par excellence, du

domaine des nationaux dans la majorité des pays pétroliers, la stratégie

gouvernementale devrait graduellement consister à :

susciter l‟intérêt des congolais à intégrer la filière en impliquant les nationaux

par le développement des partenariats (joint –venture) étant entendu que les

acteurs nationaux n‟ont pas encore les capacités requises pour participer

effectivement aux choix des options techniques et stratégiques.

L‟Etat par des méthodes appropriées, devra :

installer et soutenir l‟émergence de PME/PMI, financer des microprojets et

encourager les initiatives de coopératives dans plusieurs secteurs d‟activités.

C‟est un processus qui déborde du cadre pétrolier, mais qui sera financé par

les ressources tirées de ce secteur et exige une rationalisation du dispositif

d‟appui au secteur privé local (implication de la Chambre de Commerce, de

l‟Agence de Promotion des Investissements et des Exportations, etc… en vue

de coordonner et de promouvoir l‟entreprenariat national;

impliquer les TPE, PME et PMI locales dans les activités de soutien à

l‟industrie pétrolière tout en favorisant la compétitivité et en développant les

opportunités d‟affaires, par exemple dans la fabrication de plusieurs

équipements sur les Yards à Pointe-Noire ;

prendre en compte le local content, de l‟organisation et du fonctionnement de

la sous-traitance et des services pétroliers dans le nouveau code pétrolier

accompagné des textes d‟application afin de promouvoir l‟emploi, la

formation, (Mise en place du Fonds National de Formation Professionnelle),

le transfert des savoirs et de technologie ;

adopter des mesures incitatives spécifiques au recrutement de stagiaires, et

encourager des formations qualifiantes “à la tâche” (“on the job training”) ;

encourager et inciter les opérateurs pétroliers à poursuivre leur implication

dans l‟amélioration des conditions de vie des communautés locales à travers

des projets sociaux de base dans le domaine de l‟éducation, la santé, les

routes, la culture, marché, le tourisme, l‟agriculture, etc… et à travers la

politique d‟intégration des communautés aux projets de pipeline ; ouverture

de pistes et autres projets communautaires.

4. Mettre en place un cadre de gestion stratégique des impacts

environnementaux d‟origine pétrolière (voir les prévisions avec les trois


114

scénarios)

Sur le plan juridique et institutionnel

Le nouveau code des hydrocarbures qui a la prétention de ne pas transiger (statuer)

sur les questions environnementales devra :

tenir compte à la fois du cadre juridique et réglementaire national

(Constitution, lois, décrets existants) et des conventions internationales sur le

transport maritime avec notamment les conventions MARPOL et FRIPOL, le

torchage de gaz avec le projet GGFR de la Banque mondiale ;

prendre des nouvelles mesures réglementaires, en ce qui concerne la

pollution des eaux par les activités d‟exploration et de production en offshore,

la pollution des terres en onshore et la gestion des déchets pétroliers

(activités amont et aval) ;

En même temps que l‟Etat consent un effort structuré de dialogue avec toutes les

parties prenantes de la problématique environnementale (Etat, opérateurs privés de

la filière, ONG, collectivités locales, les communautés, les universités, le marché

financier et les principaux clients du pétrole brut). L‟Etat devra aussi exercer son

pouvoir régalien de rationaliser les choix, afin de réconcilier les intérêts des

opérateurs et du pays pour la croissance des richesses tout en garantissant la

protection de l‟environnement et du patrimoine de richesses naturelles du Congo

comme on l‟a vu précédemment.

Sur le plan environnemental

Il s‟agit de définir clairement les normes et les standards de réduction de CO2, NOx,

CH4, SO2, H2S dans l‟air et de DBO, DBO5, Ph,… dans la mer et rivières, tout en

obligeant les sociétés à l‟épuration totale des dommages déjà constatés. Pour les

émissions de CO2, par exemple, le modèle de prévision de ARMA peut nous

éclairer sur la stratégie à adopter.

Si la progression des émissions de CO2 en moyenne annuelle entre 1996 et 2013

est 6.27%, le rythme de 2010 à 2012 de 7.1% peut être illustratif comme norme

d‟épuration de la pollution pétrolière. Cette norme (7.1% de réduction annuelle des

émissions) peut permettre au Congo de réduire ces émissions de CO2 de 2.04

millions à 786 000 de tonnes métriques en 2025.


115

Pour cela, certaines mesures et actions doivent être mises en place.

A court terme, il s‟agit de :

réaliser les études d‟impact environnemental de façon automatique pour la

réalisation de tout projet comme le recommande le PND51 ;

vulgariser l‟analyse de cycle de vie dans les processus d‟exploration,

production et transport du pétrole brut,

A moyen et long terme,

- réaliser une évaluation environnementale stratégique permettant d‟élaborer d‟un

système de gestion environnementale du secteur pétrolier qui tient compte du

contexte actuel (une réglementation plus sévère, une cartographie des zones

protégées et d‟habitation, etc.).

Sur le plan économique

identifier clairement les modalités des instruments économiques les plus

efficaces (réglementation avec normes ou quotas, taxes, permis, subvention,

sanctions, etc.) à appliquer et susceptibles à la fois d‟encourager et de

contraindre les sociétés extractives à l‟épuration des dommages

environnementaux ;

Optimiser l‟approche « local content » avec les PMI-PME locales qui

respectent les normes environnementales (ISO14000 par exemple).

Sur le plan social

Mettre en place un régime de responsabilité et d‟indemnisation pour les

dommages dus à la pollution par les hydrocarbures en identifiant et évaluant

clairement les impacts sanitaires et sociaux : principe de responsabilité et du

51

Plan National de Développement- Livre 1 2012-1016, page 145, alinéa 478

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

20

13

20

14

20

15

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17

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20

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22

20

23

20

24

20

25

Prévision avec la moyenneK=3

Prévision avec chute de2010 à 2012


116

pollueur -payeur;

Mener conjointement l'évaluation d'impact environnemental et les études

sociales conformément aux normes internationales et les recommandations

des Sommets Mondiaux pour le Développement Durable.

Axe 4 : Couvrir les besoins nationaux en produits pétroliers avec les perspectives d’exportation

Vu l‟importance des importations (30 à 40% de la demande) en produits pétroliers

ces dernières années, la couverture des besoins nationaux passe avant tout par

l‟augmentation des capacités de production tout en améliorant les spécifications des

carburants, par le développement des infrastructures de transport, de stockage et de

distribution des produits, par création des activités du trading en mettant en place un

centre régional de distribution pour l‟exportation.

5. Accroître les capacités de raffinage

La CORAF n‟exploite que 70% de ses capacités, et ne couvre qu‟environ 60 à 70%

de la demande nationale des produits raffinés. Il en résulte que le Congo le volume

des importations ne cesse d‟augmenter avec l‟essor de l‟économie et la demande

accrue de carburants. La production des résidus atmosphériques à faible valeur

ajoutée représente près de 40% de la production totale avec des pertes et des

points morts importants causés essentiellement par la vétusté de l‟outillage de

raffinage

A court terme, la stratégie consiste52 à :

- renforcer et à moderniser l‟équipement de la CORAF, afin d‟améliorer le taux

d‟utilisation de ses capacités. Compte tenu de la faible taille et compétitivité de la

CORAF, l‟objectif principal de la stratégie de redéploiement de la raffinerie doit

rester avant tout la satisfaction du marché national en forte expansion en vue de

réduire les importations. A ce stade, l‟exportation n‟est pas envisageable à cause

des problèmes d‟échelle et de compétitivité.

Aux fins de rationaliser la capacité de production et d‟augmenter le taux d‟utilisation

de ses capacités dont l‟objectif est d‟atteindre une production annuelle de 1,2

millions de tonnes, la CORAF devra entreprendre et mettre en place :

Un dégoulottage éventuel de l‟hydrocraqueur et de l‟hydrotraitement de tête ;

Une unité d‟extraction GPL du gaz destiné à la pétrochimie et aux mines ;

un changement d‟alimentation (mélange variable de DJENO et NKOSSA)

pour s‟adapter aux divers besoins du marché ;

Une unité de bitumes de 50 000 Tonnes / an et d‟un visbreaker dont les

besoins locaux sont évidents.

52

Plan National de Développement Livre 1 : DSCERP 2012-2016, page 141, alinéa 459


117

En définitive, il y a lieu donc d‟augmenter la production des produits par l‟élévation

du taux d‟utilisation de l‟outil de raffinage et ensuite par l‟extension de l‟usine avec la

possibilité de produire du bitume dont le marché est favorable actuellement.

- Améliorer les spécifications des essences et des gazoles aux standards africains

(AFRI 4) et européens (essence sans plomb) en vue d‟en augmenter le rendement

et de réduire les émissions environnementales ;

A moyen et long terme, l‟autre option retenue53, c‟est la possibilité de :

- construire une deuxième raffinerie d‟une capacité de 3 à 5 millions de tonnes par

an, connectée ou séparée avec la CORAF après avoir réalisé une étude de

faisabilité qui en déterminera les conditions (contraintes et les atouts). La question

d‟une nouvelle Raffinerie dédiée essentiellement à l‟Export devrait faire l‟objet d‟une

étude minutieuse des débouchés garantis (participation régionale CEMAC, pays

émergents et autres.) à cause :

de la taille minimale requise aujourd‟hui pour bénéficier de l‟effet

d‟échelle,

des investissements requis,

des grandes fluctuations des marges

de la taille critique de marché requis

Cette nouvelle raffinerie permettra:

d‟augmenter la part de la production nationale du pétrole brut consacrée à la

transformation locale pour une meilleure valorisation et créer ainsi des

externalités dans l‟économie nationale en termes de contribution à la

croissance, à l‟emploi et à la réduction de la pauvreté) ;

de couvrir les besoins en produits pétroliers des pays de la sous-région (la

RDC, la Centrafrique, le Rwanda, le Burundi, la Namibie, Ouganda, etc.) dont

le marché est évident et offre ainsi une vraie opportunité de débouché à

optimiser. Cette nouvelle raffinerie pourrait procéder par exemple par des

choix stratégiques basés sur la matrice d‟Ansoff54 qui consistera de façon

séquentielle à pénétrer, d‟abord, le marché local (congolais), puis conquérir

les nouveaux marchés (de la sous-région) avant développer des nouveaux

produits avant de se diversifier dans les nouveaux produits ;

créer et développer les activités du trading en mettant en place un centre

régional de distribution et de Trading de produits sous douane, par exemple.

Lorsque la CORAF aurait atteint un niveau satisfaisant, avec la nouvelle

raffinerie, comme toute industrie compétitive, la possibilité de construire un

53

Plan National de Développement –Livre 1 2012-2016, page 142, alinéa 460 54

Article de Harvard Business Review (1957): « Strategies for Diversification »


118

terminal à produits pétroliers n‟est pas à exclure pour l‟exportation vers l‟Asie

où la demande est en forte croissance et en Afrique.

A long terme, plutôt que l‟étendre de raffineries nationales existantes, trop petites,

obsolètes et souvent coûteuses en subventions étatiques, dans le cadre d‟un projet

d‟intégration de la CEMAC où le Congo est membre, il est possible en mettant en

commun les moyens, de :

créer une grande raffinerie régionale moderne, compétitive, ayant la taille requise

(capacité de production de 8 à 10 millions de tonnes par an) et adossée à une

plateforme de stockage permettant de satisfaire les besoins de l‟ensemble des

pays de la CEMAC. Toutes les parties prenantes (les Etats membre, les sociétés

pétrolières, le secteur privé régional, les ONG et les citoyens) seront invités au

tour de table afin de déterminer les conditions optimales de gestion (politiques,

techniques, économiques, sociales et environnementales) pour la réussite du

projet. La mise en place de cette unité régionale de raffinage permettra de

développer en parallèle la production régionale de gaz GPL, avec une

douzaines de nouvelles unités industrielles (unités d‟assemblage de bouteilles

de gaz domestique et industriel GPL, unités de conditionnement du GPL). Une

plateforme de stockage de produits pétroliers raffinés y sera également

adossée pour l‟exportation sur le marché régional55.

en

6. développer les infrastructures de transport, de stockage et de distribution des

produits pétroliers ;

La couverture nationale en quantité suffisante des produits pétroliers n‟est pas

simplement un objectif de développement du secteur pétrolier, mais un objectif de

développement tout court. Il est inutile de démontrer que le niveau de

développement d‟un pays est fortement lié à son niveau de consommation

énergétique.

Si le transport de produits finis entre la CORAF et le lieu d‟importation au port de

Pointe Noire est fait par pipeline, l‟approvisionnement jusqu‟au consommateur final

s‟effectue à 50% par le chemin de fer, par les camions citernes et les barges. Si

précédemment, on a retenu que l‟avenir de la raffinerie congolaise est dans sa

capacité à explorer le marché de la sous-région, il est aussi vrai que le CFCO avec

les problèmes de congestion, de capacité, bref de fonctionnement ne saurait être le

seul mode de transport massif des produits. La satisfaction d‟un marché local de

342 000 m3 et de l‟Afrique centrale voire australe nécessite des moyens de

transport adéquats liant rapidité, sécurité et capacité.

55

Plan National de Développement Livre 1-DSCERP 2012-2016, page 149, encadré 7


119

A court terme, il s‟agit donc de :

faire une étude de faisabilité qui devra aboutir à la construction d‟un pipeline de

produits pétroliers entre Pointe Noire et Brazzaville ((environ 535 Km), et entre

Brazzaville et Ouesso (environ 960 Km) concernant le tracé, le cubage, la

séquence rotative des produits, etc. Le pipeline, en dépit du lourd investissement

pour sa mise en place et sa contrainte énergétique pour son fonctionnement, est

le moyen de transport des produits pétroliers le plus sûr. Il fonctionne 24h/24h

avec une grande capacité de transport sur de longues distances, une faible

sensibilité aux intempéries, moyen discret, n‟encombre pas les infrastructures de

surface, tracé, balisé et surveillé avec une faible probabilité d‟accident. Le

transport par pipeline est le plus économique des autres modes de transport des

produits : 1,8 à 2,1€/T/100Km alors que le train est autour de 2,7 à

3,3€ /T/100km et 4,1 à 4,5 €/T/100km56.

Les contraintes de l‟oléoduc sont liées à sa rigidité due à sa structure, la

canalisation doit toujours être pleine et surtout la nécessité de capacité de stockage

importantes pour réceptionner les produits. Il s‟agit donc à côté d‟un pipeline, de

construire des dépôts des produits pétroliers pour la constitution des stocks

d‟outil, stratégiques et de sécurité de grande capacité selon la dimension du

marché à approvisionner, dans tous les aéroports et ports, à proximité des

frontières pour desservir les pays voisins, etc. C‟est la raison pour laquelle, la

construction d‟un pipeline est liée à celle des dépôts de stockage. Cette

capacité de stockage doit correspondre à une certaine durée de pénurie des

produits selon la législation en vigueur. En France cette capacité est autour de

trois mois de rupture. Les capacités de Stockage (80 000 m3 de la SCLOG)

sont nettement insuffisantes. Elles représentent seulement 22 jours de

consommation pour Brazzaville et 25 pour Pointe Noire. En projetant les

tendances actuelles de la consommation sur le moyen terme, l‟on estime que

les capacités de stockage seront réduites à moins d‟un jour de consommation

dans ces localités d‟ici à 2014. Ce qui nécessite des investissements

importants dans le développement des capacités de stockage et de distribution

pour assurer la sécurité des approvisionnements ;

renforcer les infrastructures actuelles de transport massif en réalisant des

investissements conséquents dans les Wagons-citernes, les barges-citernes,

les camions citernes, les ports fluviaux des produits pétroliers et autres ;

encourager et faciliter le déploiement des stations-service par les marketeurs

dans les départements ou chef- lieux où l‟approvisionnement en produits est

encore faibles, le long des routes et autoroutes en y mettant en place des

infrastructures connexes comme, le réseau bancaire, eau, électricité,

connexions télécoms, etc.

56

Adam Brahim et NIANG Lamine, invité Jean-Pierre JAFFRAY : « La logistique pétrolière », Rapport SDL du 26 février 2005, INSSET, page 11


120

mettre en application le décret sur l‟évaluation et actualisation mensuelle des prix des produits pétroliers qui tiennent compte de la réalité du marché (offre et la demande) et des coûts unitaires de production (coûts complets=coûts directs et indirects). L‟actualisation mensuelle permettra non seulement un meilleur suivi du marché mais également une proximité des prix des produits aux forces du marché. Tant que les prix continueront à être réglementés, la rentabilité de la CORAF et des marketeurs sera faible par rapport à un marché libre et il en résulte des pertes financières importantes qui doivent être finalement compensées sous forme de subventions.

3.1.4. Approches stratégiques du sous-secteur gazier

Avec tout le potentiel en réserves gazières dont dispose le pays, le Congo peut

créer un véritable Hub industriel autour du gaz et donc un fort potentiel de

contribution à l‟industrialisation et au développement du Congo.

Axe 1 : relance de la production du gaz

3. Encourager les opérateurs à l’innovation des techniques de récupération moins

consommatrices de gaz pour diminuer les besoins de réinjection de gaz.

« Le Congo est aussi relativement compétitif en termes de coûts d‟exploration et

d‟exploitation, qui pourront encore s‟améliorer avec les efforts de réforme de la filière

et les importants investissements en rationalisation des capacités et des méthodes

de production. Cette combinaison de fortes potentialités tant en capacités qu‟en

compétitivité promet de faire de la filière un véritable levier de production. Les

autorités congolaises ont pris récemment des dispositions réglementaires pour

interdire le torchage à compter du 01 avril 2012, pour stimuler entre autres, la

valorisation du gaz. le Congo dispose de réserves suffisantes de gaz pour couvrir au

cours des 20 prochaines années. Le relais pourra être assuré par le gaz aujourd‟hui

injecté dans les gisements de NKOSSA qui deviendra exploitable dès 2027 pour 60

milliards de m3. Toutefois, avec une stratégie nationale de valorisation, le Congo

pourra augmenter ses réserves57. »

1. Augmenter les capacités de production du GPL, du GNL et du GTL58

A court terme, en ce qui concerne le GPL, il s‟agit de :

- d‟augmenter la production du GPL (propane et surtout le butane) pour atteindre 30

000 tonnes par an en 2016. Pour cela il est nécessaire de mettre en place une

nouvelle usine de traitement pour le gaz de Mboundi (déjà en étude) et Litchendjili

57

Plan National de Développement Livre 1, page 137, alinéa 443 58 Alfred Charles Sockath : Potentiel et valorisation des ressources gazières, deuxième CIEHC, Brazzaville du 14 au 16 avril 2014


121

d‟ici 2016, et également récupérer une partie du gaz du champ de Nkossa. C‟est

sans doute le gaz le plus produit au Congo dont les utilisations sont aussi bien

domestiques, la cuisine pour le butane et hospitalières pour le propane.

- augmenter les capacités de production du GPL par le traitement d‟un brut léger

comme le Nkossa blend pourvoyeur des produits blancs et par l‟augmentation des

capacités du Gas-Plant à la CORAF;

A moyen et long terme, il s‟agira de :

- commencer la production des GNL entre 2016 ou 2017 dont la capacité peut

s‟étendre sur plus de 20 ans par une étude approfondie de la question au préalable.

Jusque-là, le gaz produit demeure essentiellement le gaz associé au pétrole.

- produire des GTL pendant au moins 20 ans en provenance des champs de

Litchendjili et du Mboundi destinés à l‟exportation dont les études sont en cours.

Axe 2. Optimisation de la valorisation du gaz en développant et diversifiant les

usages du gaz.

En se basant sur les opportunités vues précédemment, diverses valorisations du

gaz peuvent être réalisées à court, moyen et long terme. La valorisation du gaz pose

la problématique de sa rentabilité qui nécessite une étude de faisabilité sur les coûts

d‟exploitation et sur le marché potentiel tout en analysant au préalable les impacts

environnementaux potentiels. Comme pour la raffinerie, il faut une certaine taille

pour que les projets de valorisation gazière soient économiquement rentables.


122

Stratégie de valorisation du gaz

CHAMPS A GAZ VALORISATION DU GAZ

Condensats

GAZ SEC

GAZ SEC

GAZ SEC

I GAZ SEC

GAZ SEC

Source : Alfred Charles SOCKATH : Potentiel et valorisation des ressources

gazières, CIEHC2, avril 2014, page 32

1. Valoriser le gaz à des fins pétrochimiques

A court terme on peut :

- produire les engrais azotés (Urée, NPK,…). Les engrais azotés font partie des

produits de la pétrochimie du fait que ce sont les hydrocarbures qui fournissent

l‟hydrogène nécessaire à leur préparation. En pratique, ces produits, dont on fixe la

valeur par la teneur en azote qu‟ils contiennent, sont utilisés à l‟état de cristaux

solides, en les mélangeant le plus souvent avec d‟autres composés phosphorés ou

potassiques, nécessaires à l‟entretien des sols cultivés. Dans certains cas, on

pratique directement l‟injection dans le sol d‟ammoniac gazeux ou liquéfié. C'est

aussi à partir du méthane qu'on synthétise l'ammoniac (NH3) et l'urée (CO(NH2)2),

qui sont le point de départ de l'industrie des engrais.

- Produire le Méthanol. Le méthanol est une entité moléculaire pouvant servir de

base à d‟autres produits tels que l‟acide acétique et le formaldéhyde. Il est utilisé

dans de nombreuses applications, notamment les plastiques, les peintures, les

BANGA-NENE

LITCHENDJIL

I

LOUVESSI

AUTRES

ZONE CORAF Séparation Traitement

Recompression

NKOSSA+AUTRES

MBOUNDI

G

P

L

GPL

GPL

LNG

LNG

GTL

CENTRALE

ELECTRIQU

E DU

CONGO

CENTRALE

A GAZ DE

NDJENO

ZONES FRANCHES

INDUSTRIES MINIERES

USINE METHANOL

ou AMMONIAC

EXPORT

Terminal de Ndjéno


123

colles et les produits pharmaceutiques. Le méthanol est utilisé de plus en plus dans

de nouvelles applications telles que la dénitrification des eaux usées, le biodiesel,

les mélanges d‟essence et les piles à combustible59.

Dans le domaine de la lubrification, il s‟agit de :

- renforcer les capacités actuelles de la Société des Lubrifiants des Produits

Agricoles Chimiques (SOLUPAC) tout en encourageant la construction des

nouvelles usines de fabrication des lubrifiants et d‟autres produits chimiques

agricoles pour faire face aux besoins du secteur de l‟agro-industrie.

Le gaz et le naphta dont dispose le pays, sont des atouts indéniables en tant que

matières premières pour le développement de l‟industrie pétrochimique. En effet,

l‟industrie de la pétrochimie, en tant qu‟industrie industrialisante, est disposée à

créer plus d‟emplois dans la chaine pétrolière au Congo.

A moyen et long terme Il s‟agit donc de :

- mettre en place une unité de vapocraqueur (la pyrolyse, ou craqueur à la vapeur,

source d‟hydrocarbures insaturés et aromatiques) flexible capable de traiter les deux

matières premières citées ci-dessus. De ce fait il est nécessaire par une étude de

faisabilité de voir la possibilité de l‟annexée à la CORAF pour profiter des synergies

bénéfiques qui peuvent être développés en termes de coûts d‟approvisionnement en

naphta ou simplement des toutes externalités positives de cette proximité. Les

matières premières issues des hydrocarbures gazeux, le méthane, constituant

l‟essentiel du gaz naturel, est particulièrement apte à fournir l‟hydrogène nécessaire

à la fabrication des engrais ; il contient, en effet, de tous les hydrocarbures, le

pourcentage le plus élevé en hydrogène (H/C = 4). Il peut aussi être utilisé dans la

fabrication des polymères, par l‟intermédiaire de l‟acétylène obtenu par

décomposition du méthane à haute température ou sous l‟arc électrique60.

Souvent associés au méthane dans les gisements de gaz naturels, l‟éthane, le

propane et le butane peuvent constituer d‟excellentes matières premières pour la

synthèse chimique.

Les gaz associés, le gaz naturel ou le gaz de raffinage disponibles au pays sont

autant de matières premières qui peuvent servir au décollage de la pétrochimie.

Avec des applications de la chimie organique appropriées, on peut aboutir, avec les

fibres synthétiques pour la fabrication du nylon et autres, au développement de

l‟industrie textile, à travers les caoutchoucs de synthèse, à l‟industrie pneumatique

et automobile, à l‟industrie pharmaceutique et de l‟esthétique, à la fabrication des

plastiques et ses dérivés, à l‟essor de l‟électroménager, de la fabrication des

détergents, des plastifiants, des additifs interviennent dans la formulation des

59

https://www.methanex.com/sites/default/files/safety/what-is-methanol 60

http://memoirelyceen.free.fr/sciences/chimie/td/fibresenuniv.htm, 1995

http://memoirelyceen.free.fr/sciences/chimie/td/fibresenuniv.htm


124

essences, des huiles lubrifiantes, etc.

- réaliser une véritable étude du marché pour garantir les débouchés potentiels au

niveau local et continental. Pour une meilleure rentabilité d‟un vapocraqueur ou

l‟épanouissement d‟une industrie pétrochimique, le marché doit être d‟une certaine

taille critique.

Des considérations économiques (importance des investissements, contraintes dues

aux productions liées aux fluctuations particulières des marchés) ont été jusqu‟ici un

obstacle à la réalisation intégrale de tels complexes pétrochimiques. C‟est pour cette

raison, vu l‟étroitesse du marché local, qu‟une importante prospection doit être

menée dans la sous-région, en Afrique ainsi que dans les pays émergents d‟Asie en

vue de définir les besoins à satisfaire. De ce fait un dispositif de coopération devrait

être monté pour étudier concrètement la question.

L‟étude du marché est donc un préalable pour la survie de l‟industrie pétrochimique

au Congo, en dehors du fait qu‟elle peut engendrer des effets d‟entrainement

importants dans la renaissance industrielle du pays.

Ensuite, il sera nécessaire de :

- faire également une étude comparée des expériences d‟autres pays africains

comme la Côte d‟Ivoire et l‟Algérie pour se prémunir contre les goulots

d‟étranglement économiques liés aux coûts de production, de transport ou

simplement aux risques de gestion. Pour cela, un cadre institutionnel devrait être

bien défini pour éviter les défaillances de gouvernance et rendre ce sous-secteur

compétitif.

2. Valoriser le gaz à des fins énergétiques

Pour garantir la fourniture de gaz aux Centrales électriques, il est impérieux de :

- de se prémunir contre le risque de pénurie en gaz par l‟intensification de la

recherche, la réduction profonde du torchage, l‟augmentation du la récupération en

mettant en synergie tous les champs à fort potentiel gazier ;

- d‟augmenter la capacité de production de l‟électricité en passant de 350 à 450 MW

dans un premier temps puis à 600 après en augmentant l‟export Mboundi vers la

Centrale Electrique du Congo (CEC) 4millions de Sm3/j à 6 millions Sm3/j ou plus,

par exemple, vu les l‟importance des besoins de sans cesse croissants. L‟objectif à

long terme, est 1000 MW dont 900 pour la centrale Electrique du Congo et 100 MW

pour la centrale de Ndjéno61 ;

- Fournir du gaz aux futures zones franches ou zones économiques spéciales en

création en dimensionnant les besoins avant de mettre en place les infrastructures

de transport ;

61

Alfred Charles SOCKATH : Potentiel et valorisation des ressources gazières, CIEHC2, avril 2014, page 36


125

- fabriquer les carburants légers. En travers la mise en place des unités reformage à

vapeur ou de gazéification « Un carburant de synthèse peut en théorie être produit

à partir de toute matière première contenant du carbone et de

l‟hydrogène ….comme le gaz naturel. Les étapes sont les suivantes :

2. Production d‟un gaz de synthèse (mélange de CO et d‟H) par les unités cités

ci-dessus ou oxydation partielle ;

3. Transformation de ce gaz en brut de synthèse composé de molécules

linéaires comprenant typiquement de 1 à 80 atomes de carbone (Procédé

Fischer-Tropsch) ;

4. Hydrocraquage du brut de synthèse en produits finaux (naphta, kérosène,

essence ou gazole, huiles de base pour lubrifiants, cires, produits de

spécialité). »62

- étudier la question de la valorisation énergétique du gaz dans le cadre de la sous-

région avec la CEMAC, par exemple, dont l‟avantage est de garantir le marché et la

matière première comme pour le raffinage dont on a parlé précédemment.

Axe 3 : renforcement des capacités de transport et de distribution du gaz au

Congo

5. Actualiser le cadre réglementaire du transport et de la distribution du gaz et

des dérivés.

Le nouveau code des hydrocarbures qui traite les questions du pétrole et du gaz

devra tenir compte de la spécificité de ce dernier partant des conditions de sa mise

en valeur, « de livraison, les disponibilités et les quantités à livrer, ainsi que les prix,

les spécifications du gaz au point de livraison, la propriété des moyens de transport

(gazoducs et stations de traitement), etc. En effet, le gaz et ses produits dérivés,

sous toutes leurs formes, demandent des précautions particulières, y compris pour

la sécurité des usagers »63 ;

6. Construire des infrastructures de distribution du gaz (gazoducs, dépôts,

centres emplisseurs, etc..).

En conséquence, la chaine de valeur du gaz pourra s‟étendre vers le transport

(gazoduc communs PPP/BOT), la vente (trading) pour des usines de

transformation : électricité, engrais, métallurgie, etc… et pour la fourniture aux

industries minières dont la demande est très élevée. De ce fait, il faut investir dans

les infrastructures de transport des GPL (Wagons, barges, camions et autres) et

62

www.wikipedia.org/wiki/Essence synthétique 63

Plan National de Développement Livre 1, page 144, alinéa 479

http://fr.wikipedia.org/wiki/Gaz_naturel

http://fr.wikipedia.org/wiki/Proc%C3%A9d%C3%A9_Fischer-Tropsch

http://fr.wikipedia.org/wiki/Proc%C3%A9d%C3%A9_Fischer-Tropsch

http://fr.wikipedia.org/wiki/Naphta

http://fr.wikipedia.org/wiki/K%C3%A9ros%C3%A8ne


126

construire les nouveaux dépôts des GPL sur toute l‟étendue du territoire. La

construction des centres emplisseurs annexés ou non aux stations-service est une

priorité qui permet de vulgariser la consommation en donnant l‟accès des ménages

au butane pour la cuisson dans les départements et ainsi réduire la consommation

du bois et du charbon de bois afin de freiner les déforestations;

7. Développer les activités de trading du gaz vers les centres de transformation.

Pour cela, il est nécessaire de renforcer les capacités opérationnelles de la Société

GPL SA à participer dans les actions des futures usines de traitement du gaz pour

une réelle maitrise des activités de la chaine gazière. Le trading consistera à assurer

l‟approvisionnement du gaz naturel pour les centres de transformation ou de

traitement et la commercialisation des produits gaziers dans les meilleures

conditions économiques et de marché. Un fois de plus, la formation aux métiers du

trading est préalablement nécessaire pour avoir les habilités correspondantes. Enfin,

le développement du secteur gazier au Congo en général, et en particulier le

développement du trading gazier doit nécessaire s‟appuyer sur une véritable étude

prospective de marché (marché local dont les besoins sont estimés à environ 80

milliards de m3 et le marché sous régional ;

8. Scruter la possibilité de prendre des parts d’actions dans l’usine de

liquéfaction du gaz de la Guinée Equatoriale en lui fournissant une part de

gaz congolais dans le cadre de la CEMAC.

Cette valorisation du gaz devrait faite dans une vision sous régionale pour exploiter

les avantages comparatifs dont dispose le pays par rapport aux autres pays de la

CEMAC. La création des pôles de GNL, le développement de l‟industrie

pétrochimique, des mines…. (l‟érection d‟une pétrochimie régionale de production

d‟engrais NPK, avec le lancement d‟une à plusieurs unités s‟appuyant en plus de

l‟urée de synthèse comme au Gabon, sur les ressources de potasse et de

phosphates du Congo.

Conclusion sur les opportunités du potentiel énergétique national

Les potentialités en sources d‟énergie dont dispose le Congo sont en majorité sous

exploitées et cela nécessite une valorisation planifiée pour couvrir, non seulement,

les besoins énergétiques nationaux, mais aussi et surtout pour leur meilleure

participation au développement du pays. On peut retenir, pour l‟essentiel, ce qui

suit :

L‟utilisation traditionnelle de la biomasse mérite d‟être modernisée par une

gestion qui prend en compte à la fois les besoins de la population et les

impacts environnementaux. De ce point de vue, la valorisation de la biomasse

passe par la cogénération (production de l‟électricité) dans les zones rurales


127

et forestières et par la vulgarisation des foyers améliorés en vue d‟optimiser la

consommation du charbon de bois ou du bois de chauffe pour réduire le

gaspillage et les impacts environnementaux.

En dépit des obstacles liés la capacité de production et de distribution, les

potentialités en sources d‟énergie pour la production de l‟électricité devraient

être exploitées de façon plus optimale avec comme priorité : l‟hydroélectricité

et le thermique à gaz. Pour augmenter l‟offre et satisfaire les besoins

domestiques et d‟industrialisation sans cesse croissants, il faudra des

investissements importants tout en réduisant les pertes techniques.

Les sous-secteurs pétrolier et gazier ont des perspectives de développement

très intéressantes avec le nouveau code des hydrocarbures. La promotion

des zones libres du domaine minier et l‟optimisation d‟exploitation des

champs matures devraient relancer la production pétrolière tout en minimisant

les impacts environnementaux et en développant le contenu local.

L‟augmentation des capacités de raffinage, de transport, de stockage et de

distribution devrait permettre de couvrir les besoins nationaux en produits

pétroliers.

La valorisation du gaz demeure une option fondamentale de développement

du sous-secteur gazier.

Ce n‟est qu‟après avoir développé chaque source d‟énergie qu‟on peut construire un

système énergétique performant et efficace.

2.2. Secteur de l’énergie et la diversification de l’économie

nationale

Le secteur de l‟énergie contribue à hauteur de plus de 65% au PIB de la République

du Congo. Il joue un rôle prépondérant dans le financement du budget de l‟Etat et

dans le dynamisme économique observé depuis quelques années. Or le secteur

pétrolier est fortement influencé par la conjoncture internationale, qui rend

vulnérable, l‟économie nationale aux fluctuations des cours mondiaux du pétrole.

Pour ne pas exposer l‟économie aux chocs exogènes, d‟une part, et construire les

bases d‟une économie compétitive dans le chemin vers l‟émergence, d‟autre part, la

diversification des bases productives demeure la réponse la plus idoine.

La diversification de l‟économie nationale est un concept de remise en cause d‟une

structure économique reposant essentiellement sur les ressources naturelles dont la

dépendance est forte et inquiétante.

Il s‟agit donc de booster la croissance des secteurs non pétroliers et donner au

secteur énergétique un nouveau rôle, celui de moteur de la diversification par la

mise en place d’un système énergétique qui développe des synergies entre les


128

différentes sources énergétiques dont dispose le pays.

Il s‟agit donc dans cette démarche d‟une part, de faciliter la conception intégrée des

projets énergétiques et d‟autre part, d‟exploiter les ressources énergétiques dans

une approche de développement durable pour améliorer la qualité des

infrastructures, des produits et des services.

2.2.1. Développement des liaisons transversales au sein du secteur de

l’énergie

Il s‟agit d‟analyser les différents créneaux possibles qui permettent de développer

les synergies et établir des liens entre les différentes sources énergétiques du

pays dans le sens d‟établir « un boulevard énergétique » au sens large en vue

d‟une planification intégrée du système énergétique national. Pour cela, il faudrait :

- décloisonner les relations entre les différentes institutions en charge de la

gestion du secteur de l’énergie (Ministère des Hydrocarbures pour le pétrole et le

gaz, Ministère de l‟Energie et de l‟Hydraulique pour l‟électricité et les autres

énergies renouvelables, le Ministère de l‟Economie Forestière et du

Développement Durable pour la biomasse) et opérateurs publics ou privés

évoluant dans ce secteur en leur permettant de se rencontrer, d‟échanger et de

travailler ensemble ;

Axe 1 : mise en place d’un cadre de concertation et d’échanges permanent

entre les différentes parties prenantes (institutions, entreprises, centres de

recherches, société civile, etc.)

Ce cadre devrait d‟optimiser les choix (d‟évaluer les avantages et les

inconvénients des options et de comparer leurs conséquences) parce que la

problématique énergétique demeure la sécurité énergétique ou encore la

couverture permanente des besoins en termes d‟infrastructures, des produits et

des services.

Axe2 : développement des synergies entre les différentes sources d’énergie

Synergie pétrole-gaz

Afin d‟éviter la concurrence entre le pétrole et le gaz naturel, dans les années 60 et

au début des années 70, le prix du gaz a été finalement indexé à celui du pétrole.

« En raison de ces clauses, le prix du gaz suit constamment et automatiquement

les variations de son principal concurrent, qui varie lui-même selon l‟humeur des

marchés »64.

64

www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php « Couplage du prix du gaz naturel avec celui du pétrole »Page 2


129

sources : Wall Street Journal cité par www.bfe.admin.ch in « Couplage du prix du gaz naturel

avec celui du pétrole »Page 7

Ce qui fait que lorsque les prix pétroliers sont bas, comme c‟est le cas maintenant

(autour de 50 $), il serait donc profitable de valoriser le gaz localement par dans la

production de l‟électricité que de l‟exporter. Cela permettrait une certaine réduction

de coûts d‟approvisionnement en matières premières pour les centrales

thermiques à gaz.

L‟autre aspect de transversalité entre le pétrole et le gaz au Congo, c‟est la

production du gaz associé dans les champs pétroliers, ce qui prouve à suffisance

que techniquement les deux ressources sont intimement liées.

Enfin, comme vu précédemment (cf. 3.1.4.1. « Valorisation du gaz à des fins

pétrochimiques ») le lien chimique qui existe entre le gaz et la pétrochimie. Selon

les besoins du marché ou la complexité de l‟outillage de pétrochimie, il est possible

d‟alterner le gaz et le naphta comme matières premières.

Tout projet pétrolier devrait tenir compte de son impact dans le sous- secteur

gazier et vice versa parce que les deux ressources sont intimement liées. C‟est, on

l‟espère, la raison pour laquelle les autorités congolaises traitent du pétrole et du

gaz dans le nouveau code des hydrocarbures en cours.

Synergie pétrole et électricité

Produits pétroliers et production d’électricité

http://www.bfe.admin.ch/


130

Les centrales thermiques à base de fioul ou de gasoil sont bien la preuve que le

sous-secteur pétrolier et celui de l‟électricité entretiennent des liens très étroits qu‟il

faut optimiser. Tout projet de mise en place d‟une centrale thermique à base de

fioul ou de gasoil doit prendre en compte l‟environnement pétrolier de façon

générale et en particulier le marché des produits pétroliers, notamment la

disponibilité en quantité, en qualité et les prix qui déterminent les coûts de

matières premières.

Pour le cas du Congo, en dépit les coûts d‟opérations et de maintenance

importants, la centrale thermique de Brazzaville devra continuer à jouer un rôle

d‟appoint du fait que les coûts d‟approvisionnement des carburants (fioul et gasoil)

sont plus élevés que ceux du gaz de Mboundi, ce qui donne la priorité à la

Centrale Electrique du Congo.

Transport par pipeline et électricité

Il a été démonté que le pipeline, en dépit des coûts d‟investissement pour sa mise

en place, est le moyen de transport le plus économique, le plus sûr de tous et le

plus commode en termes de capacité. Pour ce faire, les stations de pompage

types qui permettent au pipeline de fonctionner sont composées entre autres d‟un

dispositif électrique comprenant :

- des pompes électriques

- d‟un bâtiment d‟électricité et des opérations

- d‟une sous-station électrique.

Les stations de pompage sont alimentées par des lignes électriques à haute

tension. Au maximum de la capacité de pompage, chaque station pourra

consommer jusqu‟à 15 mégawatts d‟électricité par jour, au début, et jusqu‟à 25

mégawatts à sa capacité ultime. Des transformateurs électriques, installés dans

une sous-station électrique sur le site, transformeront la tension d‟arrivée à la

valeur de tension correspondant aux moteurs des pompes. En cas de panne

d‟électricité dans une station de pompage, cela impactera sur le fonctionnement

normal du pipeline65.

Pour toutes les raisons évoquées ci-dessus, il y a une forte dépendance des

pipelines du pétrole brut ou des produits pétroliers à l‟électricité. Aucun projet de

construction d‟un oléoduc ou gazoduc ne peut être réalisé sans statuer sur la

question d‟alimentation ou d‟approvisionnement en électricité.

65

(http://www.oleoducenergieest.com/wp-content/uploads/2013/08/%C3%89nergie-Est-Stations-de-

pompage.pdf)


131

Synergie gaz- électricité

Le lien entre le gaz et l‟électricité est tellement évident au Congo qu‟il serait inutile

d‟en épiloguer longuement. La Centrale Electrique du Congo et celle de Ndjéno qui

totalisent 350 MW de capacité actuelle fonctionnent à base de gaz associé au

pétrole en provenance du champ offshore de Mboundi. La contribution du gaz

dans la production d‟électricité au Congo représente autour de 52%66 en 2014 et

est appelée à augmenter dans l‟avenir. Les perspectives d‟atteindre 1000MW en

2020, avec la contribution de la production du champ de Litchendjili et autres,

prouvent que la valorisation du gaz en électricité est un enjeu stratégique majeur

dans l‟industrialisation du pays.

Synergie gaz-biomasse

Ici, il n‟est pas question de transformer la biomasse en gaz qu‟on appelle

communément le « biogaz » mais c‟est la relation de « vase communiquant » qui

existe entre la consommation du gaz et celle de la biomasse. Le Congo est certes

potentiellement riche en biomasse, les conditions d‟accès et d‟approvisionnement

de la ressource sont plus adaptées aux ménages mais c‟est la problématique de la

déforestation qui est au centre de la stratégie gaz-biomasse. Avec une

consommation de 0.72 Mtep en 2008 et une croissance démographique annuelle

de 2.6%, on peut estimer à près d‟un million de tep, la consommation primaire de

la biomasse en 2020.

Par ailleurs, la gestion optimale de la forêt équatoriale de cuvette congolaise est

recommandation planétaire du fait qu‟elle est le deuxième poumon de la planète

après l‟Amazonie.

Parmi les solutions envisagées pour la lutte contre la déforestation, il y a la

couverture sur toute l‟étendue du territoire national en butane de cuisine comme

on l‟a vu au chapitre précédent avec la mise en place des centres d‟emplisseurs.

Plus la consommation du gaz de butane pour la cuisine est vulgarisée, moins

serait celle de la biomasse avec toute proportion gardée.

Synergie Biomasse et électricité

La cogénération ou le bois-énergie est transformation du bois en électricité.

L'électricité biomasse devrait atteindre 86 GW en 2021, ce qui en ferait la 4ème

source d'énergie électrique sur le plan mondial67. Au Congo, c‟est la Congolaise

Industrielle de Bois (CIB) qui a expérimenté cette option en produisant environ

4MW. Cette approche qu‟on peut renforcer dans certaine localité non encore

66

Rapport d’activités de la SNE, exercice 2014, page 8 67

http://www.planetoscope.com/Source-d-energie/1418-production-mondiale-d-energie-electrique-avec-de-la-biomasse.html


132

couvert par la Société Nationale d‟Electricité.

2.2.2. Energie et développement durable au Congo

Axe 1 : mise en place à moyen et long terme d’un système énergétique

dominé par les énergies renouvelables

Sans participer aux débats conceptuels, on peut admettre que le développement

durable c‟est "un développement qui satisfait les besoins de la génération actuelle

sans compromettre ceux des générations futures". Mais cette définition est une

interpellation sur la gestion temporelle des ressources dont le contenu réelle sur

les orientations opérationnelles se repose sur l‟antagonisme entre les besoins

individuels et collectifs.

Les dimensions économiques et sociales du développement exigent que la

production des biens et services couvre les besoins des populations en perpétuelle

croissance. Cette exigence pour la couverture des besoins implique une forte

consommation d‟énergie comme on l‟a analysé dans les chapitres précédents pour

le cas du Congo notamment la nécessité de relancer la production du pétrole brut

et du gaz naturel, de valoriser le gaz, d‟augmenter les capacités des

infrastructures énergétiques (de raffinage, pétrochimie, de l‟hydroélectricité, etc.

Mais à côté de ces objectifs fondamentaux, il y a un autre non moins vital pour

l‟humanité qui nous oblige à vivre dans un environnement sain avec moins de gaz

à effet de serre, donc moins d‟émission de CO2. Le développement durable

consiste à concilier tous ces objectifs.

Or, le pétrole et le gaz domine le bilan énergétique du Congo entre 80 à 85 %, la

biomasse est autour de 4 à 10 %, pendant que l‟hydroélectricité se situe environ à

5 %68. Le gaz participe à près de 60% de la production nationale d‟électricité, tous

les carburants, matières premières pour le transport, sont issus du pétrole, la

biomasse est consommée au Congo par plus de 90%69 de la population parce que

facile d‟accès et moins onéreuse. La production du pétrole et du gaz est fortement

émettrice des CO2 (principaux contributeurs aux GES). Le tableau suivant montre

les sources d‟énergie les plus émettrices de CO2 et illustre que le pétrole et le gaz

demeure les plus polluantes des sources d‟énergie au Congo70.

68

http://www.congopage.com/La-contribution-de-la-biomasse-au développement durable au Congo 69

Source : IEA, 2002, citée par par Quoilin Sylvain (Août 2008) : « Energie et développement : quels enjeux? », Université de Liège Institut des sciences humaines et sociales 70

AIEA () : Planification énergétique intégrée pour un développement durable, page 4 et 5

http://www.congopage.com/La-contribution-de-la-biomasse-au


133

Taux d'émission de différentes sources de production d'électricité

(g d’équivalent C/kW.h

Min Max

Pétrole 150 325

Gaz 100 220

Biomasse 15 40

Photovoltaïque 15 25

Hydroélectricité 5 18

Source : AIEA

L‟exploitation de la biomasse participe à la déforestation avec des effets

collatéraux néfastes tels que l'érosion des sols, le ruissellement des eaux de pluie,

etc…et finalement sur le réchauffement climatique lorsqu‟il n‟a pas une politique de

reboisement efficace.

L‟enjeu la relation entre l‟énergie et développement durable au Congo se repose

sur la nécessité voire l‟obligation de prendre en compte les dimensions

économique, sociale et environnementales de tout projet d‟infrastructures

énergétiques. De ce fait, il est nécessaire au préalable de renforcer les capacités

institutionnelles notamment l‟expertise nationale des services publics dans

l‟évaluation économique et environnementale des projets énergétiques.

Source : AIEA

La planification énergétique intégrée devra prendre en compte le caractère

Environnement

Pouvoirs publics

et Politiques

Economie

Société


134

épuisable du pétrole et du gaz qui domine le bilan énergétique du pays pour

orienter à long terme les politiques vers l‟exploitation des énergies plutôt

renouvelables et durables. Jean-Marc Jancovici le rappelle assez bien : « Mais il

faut bien garder à l'esprit, développement durable ou pas, que dans un monde fini

la consommation d'une ressource non renouvelable ne peut que tendre vers zéro

sur le long terme »71.

L‟autre menace qu‟on doit prendre en compte, c‟est la contribution des émissions

de CO2 d‟origine pétrolière et gazière, en dehors des autres impacts humains et

environnementaux cités plus haut, à la formation des GES qui sont, comme on le

sait, principaux responsables du changement climatique.

Ces deux menaces devraient interpeller pour une profonde réflexion sur le lien

entre « Energie » et « développement durable » et dont les actions et les mesures

devraient être prises à court, à moyen terme et à long terme en dehors de celles

énumérées plus haut.

Axe2 : mettre en place une planification énergétique respectant les principes

du développement durable

Il est nécessaire de mettre en place un dispositif permettant de compiler les

données concernant le secteur énergie, notamment les ressources énergétiques

potentielles du pays notamment le gaz naturel, le pétrole, les ressources

forestières et les ressources hydrauliques, les ressources solaires et éoliennes.

Pour les aspects économiques

systématiser l‟évaluation économique et environnementale de tout projet

énergétique pour déterminer les effets sociaux, économiques et

environnementaux attendus. Cette évaluation permettra se fixer au

préalable sur les coûts et bénéfices, sur les avantages et inconvénients

immédiats et durables du projet. Pour cela, il sied d‟associer toutes les

parties prenantes du projet pour que tous aspects du développement

durable soient pris en compte: les pouvoirs publics, les entreprises qui

exécutent le projet, les investisseurs, les bénéficiaires ou consommateurs,

les populations environnantes du lieu du projet, etc.

changer les modalités de financement pour le développement des

infrastructures énergétiques en favorisant le financement privé par émission

des obligations et/ou en libéralisant totalement et effectivement toute la

chaine de valeur du secteur de l‟énergie l‟exige le cadre juridique actuel afin

71

http://www.vedura.fr/environnement/energie, Jean-Marc Jancovici, Energie et développement

durable, texte paru dans la revue du Palais de la Découverte de juillet août 2003

http://www.vedura.fr/environnement/energie


135

d‟attirer les investissements privés et de favoriser la concurrence;

créer les conditions favorables pour l‟accessibilité sur toute l‟étendue du

territoire national à l‟énergie (carburants, gaz, électricité, bitume, etc.)

notamment par les services abordables, par le renforcement des réseaux et

des infrastructures de distribution, des prix abordables mais qui tiennent

compte des coûts d‟approvisionnement, etc.

Pour les aspects sociaux

renforcer la sécurité énergétique en diversifiant les sources (hydroélectricité

avec les nouveaux projets comme Sounda, renforcement de Moukoukoulou,

Djoué, le solaire à Oyo, biocarburant, biomasse, etc.) tout en donnant la

priorité aux ressources locales pour réduire la dépendance extérieure et

tout en prenant en compte les menaces d‟épuisement des ressources, les

coûts, les impacts environnementaux (GES et déforestation) en vue de

réduire les importations (produits pétroliers et électricité de la RDC);

sensibiliser à l‟efficacité énergétique par la modification des modes de

consommation de l‟énergie en encourageant et incitant à la consommation

des énergies propres telles que les carburants à indice d‟octane élevé, le

butane, des foyers améliorés pour rendre plus efficace la consommation du

charbon de bois, car ils permettent de produire davantage d‟énergie avec

moins de charbon de bois, l‟utilisation domestique plus économique de

l‟électricité

Pour les aspects environnementaux

encourager des productions des énergies durables (renouvelables), des

réformes institutionnelles en incitant par des facilités diverses (impôts,

subventions, taxes, etc..) pour influencer et orienter le système énergétique

nationale vers une transition énergétique plus durable et plus verte. Pour

cela, pour réduire la part des énergies fossiles, il est nécessaire à moyen et

long terme d‟augmenter la part de l‟hydroélectricité à plus de 5% à 40% d‟ici

2022, de la biomasse par la cogénération dans les industries de

transformation de bois (tout en veillant sur la politique de conservation et de

reboisement) ou à partir de la bagasse (résidus des cannes à sucre) ou de

déchets de noix de palme;

inciter et encourager les opérateurs privés dans le développement des

énergies renouvelables par des subventions ou d‟autres facilités, comme le

solaire dont la production est encore timide ;


136

encourager les changements technologiques sur tous les processus

d‟activités (exploration, extraction, génération transformation, transport,

distribution et consommation) allant dans le sens d‟efficience et

d‟accessibilité de l‟énergie, de la réduction des impacts environnementaux

par la vulgarisation de l‟analyse du cycle de vie ;

renforcer le cadre réglementaire en matière des impacts environnementaux

du système énergétique national qui nécessite une vigilance accrue et une

fermeté de la part des pouvoirs publics;

Conclusion du chapitre 2

Il s‟est agi dans ce chapitre, d‟analyser quelques différentes pistes qui peuvent

permettre de créer des synergies entre les différentes sources d‟énergie dont

dispose le Congo en vue de mettre en place un système énergétique flexible

capable de couvrir les besoins actuels et futurs.

En dehors des spécificités propres à chaque source d‟énergie, les différents liens

qui existent entre elles, devront se renforcer et se développer par des réformes

institutionnelles, par le développement des infrastructures, par les investissements

en matière de recherche et développement, etc. Ce n‟est qu‟avec un système

énergétique performant que le secteur de l‟énergie participera à la diversification

de l‟économie congolaise.

Enfin, finalement le système énergétique congolais est fortement influencé par les

énergies fossiles (80 à 85%) qui mérite, à moyen et long terme, une transition

énergétique à forte dominance en énergies renouvelables pour être en conformité

avec les principes du développement durable. Cela passe par un équilibre ou un

sage dosage entre les objectifs économiques, sociaux et environnementaux dans

l‟exploitation des ressources énergétiques nationales.


137

4 Conclusion générale

Le point central de la problématique énergétique du Congo c‟est le paradoxe

inexplicable entre les potentialités énergétiques dont dispose le pays et la couverture

effective des besoins énergétiques nationaux. Des réserves importantes en pétrole

et en gaz, une hydrographie abondante, des forêts denses et qui couvrent 70% de la

superficie du pays, un soleil digne d‟un climat équatoriale, etc…, devraient permettre

de satisfaire tous les besoins énergétiques nationaux et sous régionaux.

De l‟état de lieux effectué dans le secteur de l‟énergie au Congo, on peut retenir la

réalité suivante :

Dans le sous-secteur de la biomasse, il y a une exploitation traditionnelle de la biomasse. La biomasse, essentiellement du bois de chauffe et de charbons de bois, est utilisée en majorité par 80% des ménages du Congo pour les besoins de cuisson et de chauffage parfois d‟éclairage à certaines zones. La cogénération est encore embryonnaire et est réalisée par un producteur indépendant à titre d‟autoconsommation.

Dans le sous-secteur de l‟électricité, il y a un déficit de l‟offre avec des réels problèmes de capacité disponible (194 MW sur 14 000 MW sont valorisés) qui fait du Congo, le deuxième pays dont les pertes sont les plus importantes au monde. Aussi, 48% (voire moins, selon d‟autres sources) seulement des ménages ont accès à l‟électricité et les délestages sont constamment constatés dans les grandes villes. Cette triste réalité est le fait de la vétusté des installations techniques de production et de transport, et des obstacles liés à la commercialisation, malgré la mise en fonctionnement des deux centrales thermiques à gaz à Pointe-Noire depuis trois ans.

En dépit du fait que le sous-secteur pétrolier au Congo procure à l‟Etat près de 70% de ses revenus, le contenu local reste très faible, les impacts environnementaux sont évidentes, la part de la production du pétrole brut consacrée à la transformation locale est très faible (5%) et le reste totalement exporté (et représente 90% des exportations du pays). Cette faible part affectée à la transformation locale est le fait également de l‟insuffisance des capacités de raffinage qui ne couvre qu‟entre 60 à 70% des besoins nationaux en produits pétroliers et le reste par les importations.

une très faible valorisation du gaz malgré l‟immense potentialité en réserves,

un très faible développement des autres énergies renouvelables (solaire, éolienne, etc.).

Fort de ce qui précède, l‟analyse FFOM révèle que le secteur énergétique du Congo

présente des opportunités très intéressantes de développement qui peuvent

tournées autour des orientations stratégiques suivantes :

- la biomasse mérite d‟être valorisée par :


138

la production d‟électricité (cogénération) pour combler le déficit de l‟offre d‟électricité observée dans les zones rurales,

l‟utilisation plus rationnelle du bois de chauffe et du charbon de bois à travers la vulgarisation des foyers améliorés et

l‟exploitation d‟autres sources telles que : la canne à sucre par l‟exploitation de la bagasse et de l‟éthanol domestique comme énergie pour la cuisson, les déchets forestiers, les déchets ménagers.

- Il est nécessaire de :

renforcer les capacités de l‟offre avec comme prioritaires à court et moyen terme, l‟hydroélectricité et le thermique à gaz pour faire face aux besoins sans cesse croissants,

analyser et de réduire les pertes d‟électricité, et

augmenter le taux d‟accès à l‟électricité par le renforcement des infrastructures de transport et distribution.

- la révision du cadre juridique et fiscal en cours, on pourrait permettre de :

relancer l‟exploration des zones libres du domaine minier et la production avec la mise exploitation du champ de Moho-Nord,

augmenter les capacités de raffinage par un renforcement des performances de la CORAF ou la mise en place d‟une nouvelle raffinerie pour couvrir la demande nationale et extérieure en produits raffinés.

développer le local content avec un accent particulier sur la formation des ressources nationales tout en renforçant des mesures et des actions de lutte contre la pollution pétrolière,

renforcer les infrastructures de transport de stockage et de distribution des produits pétroliers.

- le gaz devra être un sous- secteur d‟avenir pour l‟industrialisation du Congo. Pour

cela, il est nécessaire de :

augmenter la production du gaz par l‟amélioration de la récupération du gaz associé au pétrole et par la mise en production des champs spécifiquement gaziers ;

renforcer la valorisation du gaz au Congo à travers les multiples transformations dont il peut faire l‟objet : l‟électricité, matières premières et combustible pour l‟industrie (minière et manufacturière), la pétrochimie, l‟agriculture et d‟autres produits gaziers comme le GPL, le GNL et le GTL.

Une fois que toutes les sources d‟énergie sont développées de façon optimale, il est

nécessaire de :

- renforcer et créer des synergies entre ces différentes sources d‟énergie pour la

mise en place d‟un système énergétique diversifié capable de satisfaire les besoins

actuels et futurs. Ce système énergétique devra jouer le rôle de moteur pour


139

l‟industrialisation et de la diversification de l‟économie nationale à travers une

planification intégrée avec les besoins des autres secteurs de l‟économie.

Enfin, à long terme, le système énergétique congolais devrait

- être orienté vers une transition énergétique donnant la priorité aux énergies

renouvelables comme l‟hydroélectricité, la biomasse, le solaire (dont l‟ensoleillement

est de 12h par jour et peut contribuer la satisfaction des besoins d‟énergie) ou

l‟éolienne, plus respectueuses du développement durable.

Pour atteindre ces objectifs, un certain nombre de mesures et d‟actions devraient

être mise en œuvre :

les reformes juridiques et institutionnelles pour améliorer la gestion et le climat

des affaires,

la libéralisation de tous les secteurs de l‟énergie pour booster la compétitivité

le renforcement du partenariat public-privé pour la mise en œuvre des

infrastructures énergétiques ;

les investissements conséquents pour la mise en place des nouvelles

infrastructures énergétiques après une profonde analyse économique qui

prend en compte les coûts et les bénéfices attendus.


140

BIBLIOGRAPHIE

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