Volume 2 - Diagnostic Stratégique et Tarifaire Livrable 2 – Rapport final
DIAGNOSTIC STRATEGIQUE ET TARIFAIRE - RECOMMANDATIONS LIVRABLE 2 – RAPPORT FINAL
SOMMAIRE
INTRODUCTION
VOLUME 1 : DIAGNOSTIC FONCTIONNEL ET OPERATIONNEL (DFO) - RECOMMANDATIONS ET PROJET D'ENTREPRISE
VOLUME 2 - DIAGNOSTIC STRATEGIQUE ET TARIFAIRE – RECOMMANDATIONS
RESUME
CHAPITRE 1 : Position de la raffinerie CORAF par rapport aux raffineries de la région
CHAPITRE 2 : Revue du marché local et des alternatives sur les marchés régional et international
CHAPITRE 3 : Diagnostic de l’enjeu tarifaire
CHAPITRE 4 : Scenarii d’évolution et problématiques de financement
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VOLUME 2 – RESUME
Position de la raffinerie CORAF par rapport aux raffineries de la région 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 Afrique, la CORAF est en avant dernière position avec 1,05 million Tonnes/an entre le Sénégal et le Gabon, malgré le léger avantage que lui confère l’hydrocracker en termes de complexité. Il faut remarquer toutefois que toutes ces raffineries souffrent à des degrés divers du 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 million Tonnes/an et un niveau élevé de complexité. Ce manque de complexité se retrouve dans les rendements en produits, la CORAF étant la raffinerie qui produit le plus de fuel oil (de 49% à 60%), exporté avec une très faible valorisation.
Revue du marché local et des alternatives sur les marchés régional et international Après une croissance très forte du marché local de produits pétroliers de 17,1% en moyenne de 2002 à 2006, une analyse réaliste aboutit pour la période 2006 à 2011 une croissance moyenne annuelle de 5% sur l’ensemble des produits. Cette hypothèse moyenne est raisonnable si l’on considère pour le Congo une croissance économique (PIB) de 4% à 4,5% sur cette période et une élasticité de la consommation de produits pétroliers par rapport au PIB supérieure à 1 (1,1 à 1,25). Le Consultant estime qu’au delà de 2011 la croissance de la demande pourrait se poursuivre sur un rythme moyen d’environ 4%. La capacité de la CORAF à satisfaire le marché local est loin d’être satisfaisante et si l’on vise l’horizon 2011 il apparaît que le déficit de produits blancs sera de plus en plus important, d’autant plus que la raffinerie traite un brut particulièrement lourd (Djeno) qui n’est pas adapté au marché. Ce diagnostic milite en faveur du traitement d’un brut plus léger (Nkossa) et d’investissements de modernisation ayant pour objectif de satisfaire la demande nationale en limitant l’exportation de fuel oil. Diagnostic de l’enjeu tarifaire Compte tenu du schéma simple et de la petite taille de la raffinerie l’application des prix parité importation n’assurerait pas la rentabilité de la CORAF et aboutirait à une marge brute négative (malus économique atteignant 8,6 US$/Bl en 2006), conséquence du coût d’exploitation élevé et du handicap lié à l’exportation de fuel oil. Un terme d’ »Ajustement Economique » doit donc être formulé comme supplément au prix PPI, aboutissant pour chaque produit à un « Prix Sortie Raffinerie calculé » qui doit assurer la viabilité financière de l’activité de raffinage. Toutefois ces prix « calculés » n’étant pas appliqués (ou appliqués avec retard) par le Gouvernement il en résulte des pertes financières importantes qui doivent être finalement compensées sous forme de subventions. La défiscalisation du pétrole brut à l’entrée est considérée comme un premier élément efficace du système de protection de la raffinerie. Le Consultant a proposé un modèle de calcul de « l’ Ajustement Economique » dérivé de la formulation utilisée actuellement. L’application de ce modèle aurait abouti en 2006 à un Ajustement Economique moyen de 27%, traduisant la très mauvaise performance de la raffinerie durant cette année due en particulier à la défaillance de l’hydocracker. Ce coefficient d’ajustement diminuera
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sensiblement dès que les mesures d’amélioration des opérations seront prises : changement de catalyseur de l’hydrocracker, traitement de brut plus léger, optimisation énergétique,… Scenarii d’évolution et problématiques de financement Une évaluation a été faite de scénarios possibles d’évolution à moyen et long terme de la raffinerie en ce qui concerne son schéma de procédés et les capacités des unités. Le point de départ étant une raffinerie de petite taille et de configuration simple, la gamme de possibilités est très large et une sélection a été faite des options les plus raisonnables et les moins exigeantes en investissement, en prenant comme objectif principal la satisfaction du marché National. Cela exclut des scénarios plus ambitieux d’extension importante de capacité avec recherche de marchés à l’exportation, qui ne pourraient se réaliser que sur la base d’opportunités particulières liées à des financements de partenaires stratégiques. Deux scénarii possibles ont été évalués : ¾
Un scénario qui permet l’utilisation du brut Nkossa ou d’un brut similaire, en mélange dans une proportion optimum (évoluant dans le temps) permettant de s’adapter au mieux au marché national.
¾
Un scénario dans lequel l’approvisionnement de la raffinerie est limité au brut Djeno en raison de contraintes institutionnelles et/ou commerciales,
L’évolution future du schéma de raffinage dépendra à l’évidence des possibilités de financement des investissements, toutefois il est apparu que le traitement d’un brut plus léger tel que le Nkossa permettait d’améliorer la performance de la raffinerie et de limiter les investissements. La recherche d’une proportion optimum de Nkossa évoluant dans le temps pour suivre le marché national sera un élément clé de cette stratégie. Le montage financier dans le cas d’un investissement important sera particulièrement difficile, la première condition étant la démonstration de la rentabilité économique du projet, ce qui reporte au problème du niveau des prix ex-raffinerie. La dette devra être financée avec une approche du type « Project Financing » qui implique que le remboursement des emprunts doit être garanti par les cash flows générés par le projet. La conséquence de cette contrainte se traduit par la nécessité de répercuter les charges financières liées au remboursement des emprunts sur les prix des produits ex raffinerie et en définitive sur les prix au consommateur, à moins que le Gouvernement ne compense par une diminution de sa fiscalité.
__________
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VOLUME 2 – CHAPITRE 1
Position de la raffinerie CORAF par rapport aux raffineries de la région
1. Comparaison en termes de capacité et de structure
2. Comparaison en termes de complexité
3. Comparaison en termes de rendements et niveaux de production
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CHAPITRE 1 : POSITION DE LA RAFFINERIE CORAF PAR RAPPORT AUX RAFFINERIES DE LA REGION
1. Comparaison en termes de capacité et structure Une revue a été faite des raffineries opérant sur la côte Ouest de l’Afrique, portant sur 8 raffineries incluant le Congo. D’une manière générale ces raffineries sont de petite taille et de faible complexité comparées aux raffineries d’Europe et du Moyen Orient qui ont des capacités moyennes de l’ordre de 10 millions Tonnes et des unités de conversion.
Source : Base de Données IFP
Dans le tableau précédent les raffineries sont classées par ordre de capacité décroissante. Le Congo se situe en avant dernière position avec 1,05 million Tonnes/an entre le Sénégal et le Gabon, mais il dispose d’une unité de conversion (hydrocracker) qui lui donne un léger avantage en termes de complexité. Le Nigeria joue un rôle majeur par sa capacité de raffinage qui n’est pas du même ordre de grandeur que celle des autres pays : 21.9 million Tonnes, d’ailleurs en ligne avec le niveau de sa population de 132 million d’habitants, très supérieure à la somme des capacité des 7 autres pays (13 million Tonnes). Le niveau de complexité des raffineries du Nigeria est aussi supérieur à celui des autres raffineries avec une forte capacité d’hydrocraquage (7.5 million Tonnes/an). L’activité de raffinage du Nigeria introduit une incertitude majeure sur le commerce futur des produits pétroliers dans la région, car les raffineries du Nigeria fonctionnent actuellement à 21% seulement de leur capacité. La raffinerie de la SIR en Côte d’Ivoire bien que de capacité modeste est avantagée par son unité d’Hydrocraquage qui lui permet de maximiser sa production de gasoil.
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La raffinerie de Tema au Ghana est de petite taille mais a installé une unité de cracking de résidu qui lui permet de maximiser sa production d’essence, ainsi qu’un « Mild Hydrocracker », ce qui représente un très bon niveau de complexité. Les autres raffineries ont des capacités inférieures à 2 million Tonnes/an et présentent une faible complexité. Le graphique suivant illustre la structure des 8 raffineries et leur niveau de conversion, montrant la situation particulière du Nigeria.
Structure des Raffineries -Afrique de L'Ouest Million Tonnes/an 35 30
Unités de conversion
13,45
Distillation
25 20 15 10
Source 21,9: Base de Données IFP
5 Nigeria (4 raffineries)
1,17
1,93
3,3
2,2
Abidjan
0,15 Ghana
2,15 Cameroun
1,9 Angola
1,3 Senegal
0,17
1,10
0,9
Congo
Gabon
2. Comparaison en termes de complexité Il est commode de caractériser la structure d’une raffinerie par son degré de sophistication afin de donner une mesure de la capacité de la raffinerie à livrer des produits à haute valorisation et d’établir des comparaisons pour classer les raffineries. Ce degré de sophistication va de pair avec l’investissement et la valeur des actifs constituant les installations de raffinage. Un ensemble de trois indices a été choisi pour établir une comparaison des raffineries africaines : • • •
le facteur de conversion le facteur octane le facteur de désulfuration
Le facteur de conversion exprime la capacité de la raffinerie à transformer des produits lourds en produits plus légers et donc mieux valorisés. L’unité type de conversion (aussi la plus ancienne) est le cracking catalytique qui convertit un distillat lourd (distillat sous vide) en essence avec un rendement en essence voisin de 50%. Cette unité sert de référence et est affectée de l’indice 1, et un indice est calculé pour chaque unité pour exprimer sa capacité de conversion comparée à celle du cracking
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catalytique. Au niveau de la raffinerie les capacités de conversion équivalentes sont additionnées et ramenées à la capacité de distillation. Le facteur Octane : La propriété principale du carburant essence étant l’indice d’octane, ce facteur mesure le produit du volume des composants d’essence fournis par l ‘indice d’octane de chaque composant. Ce concept « octane x barrel » représente assez bien la capacité d’une raffinerie à produire de l’essence à haut indice d’octane, bien qu’il soit aussi ramené à la capacité de distillation. D’autre part l’octane n’est pas le seul facteur à exprimer la qualité de l’essence, et les nouvelles spécifications concernent plutôt les teneurs en benzène, aromatiques, oléfines et composés oxygénés, mais cet aspect n’est pas encore sensible dans les marchés africains. Le facteur de désulfuration : c’est un indice qui doit exprimer l’aptitude de la raffinerie à traiter des pétroles bruts à fort contenu en soufre ou à fournir des produits finis à très faible teneur en soufre. Il est formulé en calculant la réduction de totale de soufre des produits de chaque unité par rapport au contenu en soufre de la charge dans le cas d’un pétrole brut moyen et de conditions opératoires moyennes. L’indice est également pondéré par l’investissement unitaire de l’unité qui exprime la profondeur du traitement, et l’indice relatif à une raffinerie est ramené à la capacité de distillation. La signification de cet indice est toutefois limitée par le même défaut que les indices précédents (ratio à la capacité de distillation) et par le fait que la véritable capacité d’une raffinerie à traiter des bruts soufrés peut dépendre d’autres facteurs comme la possibilité d’écouler sur le marché les produits à haute teneur en soufre. Les résultats de l’évaluation sont présentés dans le tableau suivant, comparé à la moyenne et au maximum relevés en Europe des 15 :
Source : Beicip Franlab
La raffinerie du Ghana présente un niveau de complexité similaire à celui des raffineries du Nigeria, suivie par la raffinerie de la SIR à Abidjan. La CORAF n’ayant qu’une unité de conversion de faible capacité, son facteur de conversion est faible (0,14). Son facteur de désulfuration n’est activé que par son unité d’Hydrocraquage d’où un facteur également faible (3,8) mais ce point est compensé par le fait que la raffinerie traite un pétrole brut (Djeno) à faible teneur en soufre. Son facteur Octane n’est pas très élevé (6,6) et traduit le fait que la capacité du reforming catalytique est faible et pourrait être augmentée.
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Volume 2 - Diagnostic Stratégique et Tarifaire Livrable 2 – Rapport final Conversion Maximum Europe
Average Europe
Nigeria
Cameroun
Abidjan
Gabon
Ghana
Senegal Octane
Desulfuration
Congo
Ce diagramme triangulaire montre la situation de la CORAF (triangle rouge) par rapport aux autres raffineries et à la moyenne européenne pour les trois indices concernés : conversion, octane, désulfuration.
3. Comparaison en termes de rendements et niveaux de production Les rendements en produits finis des raffineries concernées sont la conséquence directe de leur niveau de complexité mais aussi de leur approvisionnement en pétroles bruts. Il est clair que la raffinerie CORAF ne tire pas le meilleur parti de l’approvisionnement en choisissant les bruts les mieux adaptés au schéma et au marché. Le brut Djeno actuellement traité est un brut lourd à faible rendement en essence et kérosène contenu élevé en résidu, qui ne convient pas au marché du Congo. Le brut Nkossa léger et riche en essence et distillat serait beaucoup plus adapté, cette option a été évaluée dans les scénarios de développement.
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Le graphique suivant montre la production des raffineries africaines en 2004.
Production de Raffineries Africaines -kTonnes/an 10 000
Other
8 000
LPG
6 000
Gasoline Naphtha
3 250
4 000
2250
2 150
1 950
2 000
Kero-Jet
1 350
1 095
860 Diesel oil Fuel oil
G ab on
C on go
Se ne ga l
A ng ol a
C am er ou n
G ha na
A bi dj an
N ig er ia
-
Capacity
Source : International Energy Agency, Coraf pour le Congo
Ce graphique montre la disparité entre la situation du Nigeria et des autres pays. En 2004 les raffineries du Nigeria fonctionnaient à 40% de leur capacité (production de 7,8 million Tonnes de produits pour 21.9 million Tonnes de capacité) et importaient 4 million Tonnes d’essence, le taux de marche s’est encore dégradé depuis et ne dépassait pas 21% en 2006. La raffinerie du Congo fonctionnait à 49% de capacité en 2004 et 60% en 2006 et figure parmi les taux de marche les plus bas comparée aux autres raffineries africaines (excepté le cas particulier du Nigéria). Rendements en produits des Raffineries Africaines Autres
100% 5,5%
90% 80%
27,6%
17,2%
16,4%
22,5%
22,7%
25,8%
8,8%
12,7%
LPG Gasoline
22,5%
12,4%
35,0% 35,4%
30%
38,7%
42,6%
Naphtha
33,3%
Kero-Jet
38,2%
52,0% 40,6%
20% 10%
10,8%
20,1%
50% 40%
9,3%
29,9%
70% 60%
15,9%
21,4%
10,2%
31,2% 23,7% 9,8%
16,9%
29,0%
Diesel oil
21,1%
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G ab on
C on go
Se ne ga l
A ng ol a
C am er ou n
G ha na
Fuel oil A bi dj an
N ig er ia
0%
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La comparaison des rendements montre que la CORAF est la raffinerie qui produit le plus de fuel oil, ce qui est un handicap majeur lorsque le marché demande des produits blancs et amène à exporter de gros volumes de fuel oil avec une très faible valorisation. Ce fuel oil est d’ailleurs un résidu non craqué qui peut être valorisé dans des raffineries complexes mais son prix à l’exportation ne reflète pas sa véritable valeur. Il est à remarquer que la SIR (Côte d’Ivoire) et le Ghana présentent les meilleurs rendements en produits blancs grâce à leurs unités de conversion, tandis que le Cameroun bien que n’ayant pas d’unités de conversion réalise une bonne performance grâce à son approvisionnement en bruts (incluant du condensat) et une optimisation de la colonne de distillation.
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VOLUME 2 – CHAPITRE 2
Revue du marché local et des alternatives sur les marchés régional et international 1. Marché local en termes de demande de produits pétroliers
1.1. Analyse historique 1.2. Prévisions de consommation de produits pétroliers
2. Capacité de la CORAF à satisfaire le marché local
3. Evolution probable des marchés régionaux de produits pétroliers
3.1. Perspectives économiques et énergétiques dans les pays de la zone Afrique de l’Ouest 3.2. Bilan des besoins d’importation dans la zone Afrique de l’Ouest 3.3. Evolution probable de l’offre / demande à long terme de produits pétroliers
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CHAPITRE 2 : REVUE DU MARCHE LOCAL ET DES ALTERNATIVES SUR LES MARCHES REGIONAL ET INTERNATIONAL
1. Marché local en termes de demande de produits pétroliers
1.1. Analyse historique La consommation de produits pétroliers est fortement liée à la croissance économique et à la demande d’énergie, influencée par d’autres paramètres tels que la disponibilité d’énergies alternatives et le développement de l’électrification. Le graphique suivant montre sur une longue période 19902002 l’évolution des variables principales : croissance du PIB, consommation d’énergie primaire par tête, consommation de pétrole par tête, consommation d’électricité par tête. Congo: PIB, consommation de Pétrole et Electricité 450
10%
400
8%
350
6%
300
4%
250
2%
200
0%
150
-2%
100
-4%
50
-6%
Croissance PIB
-
Energie Primaire (kep per capita)
Pétrole (tep per capita)
Electricité (kWh per capita)
-8% 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Source : IEA –Beicip Franlab
Durant cette période de 12ans la croissance économique a été très irrégulière (incluant des périodes de décroissance) avec une moyenne annuelle faible de 1,87%. Dans ce contexte l’évolution de la consommation d’énergie primaire par tête montre une tendance légèrement décroissante, de même que la consommation totale de produits pétroliers par tête, ainsi que la consommation d’électricité par tête. L’évolution économique au cours de cette période n’a pas permis d’améliorer sensiblement la satisfaction des besoins d’énergie de la population. La période 2000 -2006 présente des caractéristiques plus favorables avec une croissance économique moyenne de 4,0% et une croissance plus forte de la consommation d’énergie et de produits pétroliers. Cette tendance apparaît clairement dans le graphique suivant qui présente l’évolution de la consommation de produits pétroliers sur la période 1990 à 2006 ;
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Congo-Consommation Historique Produits Pétroliers kTonnes 180 160
GPL
140 Gasoline
120 100
Jet Fuel
80 Kerosene 60 40
Gas oil
20 Fuel oil 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Source : IEA –Beicip Franlab
L’analyse historique ci-dessus ne permet pas d’appliquer les méthodes classiques de prévision de consommation d’énergie et de produits pétroliers car l’évolution est trop irrégulière et traduit des variations brusques de la croissance économique dues en majorité à des problèmes politiques. En particulier l’analyse historique de l’élasticité de la consommation à la croissance du PIB n’apporte pas d’indication utile pour supporter les projections des consommations dans le futur. Ceci est illustré par les graphiques suivants qui retracent les variations d’élasticité des deux produits principaux essence et gas oil :
Source : Evaluation Beicip Franlab
1.2. Prévisions de consommation de produits pétroliers SNPC et CORAF ont établi des prévisions à moyen terme de consommation des produits pétroliers en considérant la tendance récente sur la période 2002 à 2005 comme une période de reprise où s’effectue un rattrapage de consommation correspondant à la satisfaction de la demande latente.
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Cette période est caractérisée par des taux de croissance très élevés pour tous les produits, comme le montre les tableaux suivants. Cette méthode se justifie dans la mesure où les approches sophistiquées fondées sur l’analyse historique ne peuvent s’appliquer et la période 2002 à 2006 est une période de reprise après une longue série d’incidents politiques. Les résultats sont présentés ci-dessous :
Source : SNPC –CORAF
Après la croissance très forte de 17,1% en moyenne de 2002 à 2006, il a été choisi pour la période 2006 à 2011 une croissance moyenne annuelle de 5% pour tous les produits. Cette hypothése moyenne est raisonnable si l’on considère pour le Congo une croissance économique (PIB) de 4% à 4,5% sur cette période et une élasticité de la consommation de produits pétroliers par rapport au PIB supérieure à 1 (1,1 à 1,25). Par contre il serait plus juste de différencier la croissance pour chaque produit : la croissance de consommation du kérosène lampant sera plus faible que celle du Jet Fuel et du Gas oil, et la croissance de consommation de fuel oil sera liée à la réalisation de projets fortement consommateurs (centrale électrique, cimenterie,…) Le Consultant a prolongé ces prévisions sur un plus long terme jusqu’à 2025 pour mieux évaluer les possibilités de la raffinerie par rapport à la demande future.
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Des taux de croissance différenciés ont été pris pour chaque produit. Il apparaît que la demande nationale, partant de 360,000 tonnes en 2006 et 475,000 Tonnes en 2011 pourrait atteindre 686,000 Tonnes en 2020 et 840,000 Tonnes en 2025. Ce tableau fait apparaître également la question des importations provenant de deux sources : Kinshasa et Pointe Noire. Il faut signaler des différences dans les chiffres de consommation selon la source CORAF ou SNPC qui n’ont pu être résolues.
Prévision de consommation de produits pétroliers 1000 T/an 900 800
Fuel oil 1500
700
Gas oil
600
Fuel oil 1500
500 400
Jet Fuel
Gas oil
Kerosene
200
Jet Fuel
Super 91
100
Super 91
LPG
300
-
2006
2011
2015
2020
Source : Evaluation Beicip Franlab
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2025
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La répartition du gas oil et du Jet fuel est indiquée pour l’année 2006 dans le tableau suivant :
•
En ce qui concerne le gas oil il faut prendre en compte dans la projection de la demande l’incertitude sur la consommation des forestiers du nord dont l’approvisionnement n’est pas comptabilisé. Cette consommation représente selon SNPC environ 60,000 Tonnes de gas oil par an (72,000 m3). D’autre part il a été indiqué que le projet de centrale thermique à Brazzaville serait basé en partie sur du diesel oil. Ces éléments sont en faveur d’un taux de croissance élevé de la consommation de gas oil.
•
En ce qui concerne le fuel oil le projet de centrale thermique de Brazaville consommerait environ 44,000 Tonnes de fuel oil 1500, cette consommation a été prise en compte dans les projections.
2. Capacité de la CORAF à satisfaire le marché local Sur la base de l’année 2006 la CORAF n’a pas pu satisfaire le marché national et des importations ont du être effectuées par Kinshasa et Pointe Noire comme indiqué dans le chapitre précédent. Le bilan de production de l’année 2006 a été particulièrement défavorable avec un faible pourcentage de produits blancs dû en particulier au mauvais fonctionnement de l’hydrocracker. Si l’on vise la perspective 2011 il apparaît que le déficit de produits blancs sera de plus en plus important. Le tableau suivant montre le déficit généré en considérant une des options d’évolution de la raffinerie la plus immédiate consistant à fonctionner à 60% de taux de marche avec installation d’une unité de bitume. Cette option conduit à des déficits importants sur les produits principaux : essence, jet fuel, gas oil.
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Source : Evaluation Beicip Franlab
Ces éléments militent en faveur d’investissements de modernisation de la raffinerie ayant pour objectif de satisfaire la demande nationale. Quelques options sont présentées dans la dernière section du rapport.
3. Evolution probable des marchés régionaux de produits pétroliers
3.1. Perspectives économiques et énergétiques dans les pays de la zone Afrique de l’Ouest L’évolution de la CORAF ne peut se concevoir indépendamment des perspectives économiques et énergétiques de la région Afrique de l’Ouest, dans la mesure où la raffinerie sera tributaire : ¾ ¾
d’un niveau minimum d’importation de produits depuis les raffineries de la zone, selon l’adaptation de son schéma de raffinage d’un niveau minimum d’exportation de produits blancs en excédent et de fuel oil lourd.
L’activité à l’exportation de produits blancs pourrait devenir plus sensible dans le cas d’une augmentation de capacité de la raffinerie et d’une modification de l’approvisionnement vers des bruts plus légers. Une évaluation rapide des paramètres économiques et énergétiques d’une sélection de dix pays africains a été faite pour donner un éclairage sur la situation de ces pays en termes de croissance économique et consommation d’énergie.
Source : International Energy Agency, Mbendi, Beicip Franlab
La table ci-dessus suggère les commentaires suivants :
•
La croissance économique annuelle moyenne (PIB) sur une longue période de 12 ans (1990 2002) est relativement faible : 2.59% pour l’ensemble de l’Afrique, mais inférieure à 2.5% pour sept des dix pays sélectionnés.
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• • • • •
Par contre la tendance plus récente sur la période 2000-2005 est beaucoup plus optimiste avec plusieurs pays présentant des taux supérieurs à 4%, ce qui permet d’envisager un redressement général de l’évolution économique. Le PIB par tête est très faible dans la plupart de ces pays (entre 350 et 1350 US$ en 2005) qui connaissent souvent des troubles politiques. La consommation d’énergie par tête est très faible, inférieure pour la plupart des pays à la moyenne Africaine de 650 Kilos Equivalent Pétrole (kEP), alors que la moyenne Européenne Euro-19 est de 5100 kEP. La part d’énergie non commerciale (biomasse, renouvelables,..) est très importante, de 56% pour le Sénégal à 79.% pour le Nigéria et le Cameroun alors que la moyenne pour l’Afrique est de 48.7% La part des produits pétroliers dans la consommation d’énergie totale est relativement faible, la moyenne Africaine étant de 21.6%, le complément étant surtout l’énergie non commerciale. La substitution par le gaz naturel est en progression dans certains de ces pays, en particulier en Côte d’Ivoire.
En conclusion le rôle des produits pétroliers dans la région restera un élément essentiel du développement économique car il y a peu d’alternatives pour satisfaire les besoins d’énergie hormis la biomasse (limitée pour des raisons d’environnement) et l’énergie renouvelable (très chère à mettre en œuvre). Par contre la croissance de la consommation sera limitée par le prix élevé du pétrole.
3.2. Bilan des besoins d’importation dans la zone Afrique de l’Ouest L’historique des importations de produits pétroliers dans les pays sélectionnés de la région Afrique Ouest depuis 1990 montre une augmentation constante des volumes importés à partir de 1996, dont les raisons principales sont la répartition, la capacité et le niveau d’activité des huit raffineries locales
Source : International Energy Agency
La figure ci-dessus montre la tendance des importations, en excluant le Nigeria qui importe d’une manière très irrégulière de gros volumes d’essence en particulier, en raison du taux de marche erratique de ses raffineries.
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Le volume total des importations est passé de 2 à 3.5 million Tonnes de 1996 à 2002 (croissance moyenne annuelle de 9.7%) et la tendance à la hausse se poursuit.
3.3
Evolution probable de l’offre /demande à long terme de produits pétroliers
Une analyse sommaire a permis d’établir des projections de l’équilibre offre /demande des produits pétroliers dans la région Afrique de l’Ouest, incluant 10 pays, et considérant leur croissance économique historique pour établir les bases d’une croissance future à long terme.
Source : International Energy Agency
La demande future de produits pétroliers a été établie à partir de la croissance future du PIB de chaque pays et des hypothèses d’élasticité au PIB établies pour chaque produit. Les résultats représentent un scénario d’évolution correspondant à une croissance économique modérée dans les pays concernés, de 3,5% à 4.5% par an en moyenne selon les pays. Table
Source : Etude de Marché Beicip-Franlab
L’offre de produits pétroliers a été calculée à partir des raffineries existantes dans les huit pays de la côte Afrique Ouest, supposant des taux de marche à 90% (sauf pour les raffineries du Nigeria), excluant tout projet d’extension.
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Il est apparu que les raffineries du Nigeria pourraient jouer un rôle majeur dans l’équilibre offre/demande de produits pétroliers dans la région, conséquence de leur capacité très supérieure à celles des autres pays et de leur taux de marche erratique. Le taux de marche noté en 2002 à 48% entraînait l’importation de 4 million Tonnes d’essence, mais si ce taux remontait à 90%, non seulement le Nigeria n’importerait plus d’essence mais il pourrait saturer les besoins d’importation des pays de la côte Afrique Ouest.
Ce risque de saturation du marché à l’exportation est illustré dans les graphiques suivants :
Offre /Demande de Gas oil - Pays d'afrique Ouest -kTonnes/an 14 000
Autres Togo
12 000
Benin Gabon
10 000
Congo 8 000
Senegal Angola
6 000
Cameroun Ghana
4 000
Côte d'Ivoire Nigeria
2 000
Offre avec Nigeria 90% Offre avec Nigeria 25%
-
2002
2005
2010
2015
2020
2025
Concernant le gasoil le graphique ci-dessus montre que si les raffineries du Nigeria fonctionnent à 90%, le marché d’importation de la zone Afrique Ouest est saturé jusqu’en 2016. D’autre part l’offre de gas oil pourrait aussi augmenter si le projet de la raffinerie de Lobito en Angola est réalisé ainsi que des projets d’extension dans les autres raffineries de la côte Africaine. La conclusion est que les raffineries de la zone ayant des excédents de gas oil pourraient avoir des difficultés à exporter dans de bonnes conditions.
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Offre /Demande d'Essence Super Pays d'afrique Ouest kTonnes/an 20 000
Autres
18 000
Togo 16 000 14 000
Benin Gabon
12 000
Congo Senegal
10 000 8 000
Angola Cameroun
6 000
Ghana
4 000
Côte d'Ivoire Nigeria Offre avec Nigeria 90%
2 000 -
Offre avec Nigeria 25%
2002
2005
2010
2015
2020
2025
La situation semble différente en ce qui concerne l’équilibre offre/demande d’essence. Le Nigeria importe aujourd’hui plus de 4 million Tonnes d’essence (avec un taux de marche de 22%) mais si ses raffineries fonctionnent à 90% il pourra éviter les importations mais n’aura pas d’excédent à exporter. Contrairement au marché du gas oil qui présentait un risque de saturation le marché d’essence risque de rester déficitaire, une grande partie du déficit étant créée par le Nigeria.
Offre /Demande de Kero + Jet Fuel - Pays d'afrique Ouest kTonnes/an 6 000
Togo Benin
5 000
Gabon Congo
4 000
Senegal Angola
3 000
Cameroun 2 000
Ghana Côte d'Ivoire
1 000
Nigeria Offre avec Nigeria 90%
-
Offre avec Nigeria 25% 2002
2005
2010
2015
2020
2025
Le marché du kérosène/jet fuel présente les mêmes risques de saturation que le marché du gasoil si le taux de marche des raffineries du Nigeria se rétablit. A noter que la marché du pétrole lampant devrait se stabiliser dans la plupart des pays.
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Offre /Demande de Fuel oil - Pays d'afrique Ouest -kTonnes/an 5 000
8 000
Benin
4 500
Gabon
4 000
4 088
Congo
3 500
Senegal 3 000
Angola 2 500
Cameroun 2 000
Ghana 1 500
Côte d'Ivoire 1 000
Nigeria
500
Offre avec Nigeria 90%
-
2002
2005
2010
2015
2020
2025
Offre avec Nigeria 25%
Quant au marché du fuel oil il restera structurellement excédentaire quel que soit le taux de marche des raffineries du Nigeria. Cette situation pousse à orienter vers des schémas de raffinage qui minimisent la production de fuel oil.
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VOLUME 2 – CHAPITRE 3
Diagnostic de l’enjeu tarifaire 1. Analyse du système de prix
2. Principes et concepts de détermination des prix ex-raffinerie
3. Le prix des ventes nationales et la protection
4. Détermination d’un taux de protection
5. Le coût économique des ventes nationales
6. Comparaison de la marge brute CORAF avec les marges publiées
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CHAPITRE 3 : DIAGNOSTIC DE L’ENJEU TARIFAIRE
1. Analyse du système de prix Les revenus de la CORAF proviennent de ventes sur deux marchés différents qui ne relèvent pas du même environnement de prix : • •
Le Marché National soumis en théorie à un système de prix « protégés » Le Marché Export maritime du fuel oil lourd excédentaire vers l’Europe (ou les USA).
L’évolution des ventes sur les deux marchés de 2002 à 2006 est indiquée dans le tableau suivant en accord avec le bilan de production de la CORAF :
Source : CORAF
Il apparaît que la part de l’excédent de fuel oil lourd exporté est structurellement très importante, variant de 49% à 60% sur la période. Cette exportation à un prix contractuel relativement bas pénalise le bilan économique de la raffinerie, et limite sa capacité à satisfaire le marché national qui comporte en majorité des produits blancs.
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2. Principes et concepts de détermination des prix ex raffinerie
Principes Les prix ex-raffinerie dans les raffineries de la côte ouest de l’Afrique ne peuvent être déterminés selon les mêmes principes que ceux utilisés dans les pays d’Europe ou des USA dans la mesure où une libéralisation totale du marché des produits pétroliers a été effectuée dans ces régions. Les raffineries d’Europe et des USA sont exposées à 100% aux fluctuations des équilibres entre l’offre et la demande de produits et à la compétition avec les raffineries concurrentes. Cette concurrence ouverte et les corrections permanentes des déséquilibres entres les différents marchés au niveau mondial se traduisent par les variations journalières des cotations de prix des produits pétroliers (Rotterdam, NW Europe, Méditerrannée, Singapour, ……). Les raffineries de ces régions où le marché pétrolier a été totalement libéralisé se sont adaptées à cette ouverture et à l’évolution des marchés (demande, spécifications des produits, contraintes environnementales) pour maintenir leur compétitivité. Cette adaptation s’est faite progressivement avec un coût très important en termes de concentration des sites (fermetures de raffineries simples) et d’investissements pour augmenter le niveau de complexité. Par contre les raffineries de la côte ouest de l’Afrique, et la CORAF en particulier, opèrent dans un environnement où le marché des produits pétroliers n’a pas été totalement libéralisé et sont confrontées à un certain nombre de difficultés liées à :
¾ ¾ ¾ ¾ ¾
une taille insuffisante comparée aux standards des grands marchés d’Europe du Moyen Orient et des USA, à un niveau trop faible de complexité malgré l’avantage que constitue l’Hydrocraker, l’éloignement des zones de cotation des marchés de produits pétroliers (Rotterdam, Méditerranée), un environnement international de prix (import et export) dicté par des raffineries présentant un niveau très supérieur de complexité et de productivité. La nécessité de limiter le prix des produits pétroliers aux consommateurs pour ne pas freiner le développement économique dans les secteurs où les produits pétroliers n’ont pas de substituts immédiats (transport).
Cette situation justifie l’adoption d’un système spécifique d’établissement et de suivi des prix des produits ex-raffinerie avec deux objectifs principaux : ¾
Compenser les handicaps de taille et de complexité de ces raffineries par un mécanisme d’ »ajustement économique » (coefficient de protection K),
¾
assurer une stabilité des prix au consommateur et lisser les fluctuations des prix du marché international.
Formulation théorique Le prix ex-raffinerie pour chaque produit se compose de deux termes principaux :
Prix ex Raffinerie = Prix Parité Import + Ajustement Economique
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Prix Parité Import La détermination du prix Parité Import (PPI) ne pose pas de problème particulier si ce n’est le choix de la cotation de référence, et une évaluation réaliste du coût du transport. Il se définit dans le cas de la CORAF par : Prix Parité Import = (Prix CIF Pointe Noire + frais d’approche) x (Parité US$/FCFA) Prix CIF Pointe noire = Prix CIF NWE + Frêt + Assurance + Lettre de crédit + Autres coûts. Il y a quelques années la cotation utilisée était le prix FOB Méditerranée qui était plus logique dans une optique d’importation, le passage aux cotations CIF NWE peut se justifier par leur niveau plus élevé qui reflète mieux les surcoûts d’approvisionnement de la région Afrique de l’Ouest. L’évaluation du frêt et autres coûts du transport doit aussi tenir compte de ces surcoûts liés au petit volume des cargaisons, au coût élevé des assurances, à la saturation de certains ports et aux risques politiques. Dans le cas de la CORAF ce coût est particulièrement élevé et se situe à plus de 60 US$/Tonne. L’ajustement du prix PPI ainsi calculé peut se faire sur une base mensuelle pour tenir compte de l’évolution de la cotation CIF NWE et du taux de change US$ /FCFA.
Ajustement Economique Le prix Parité Importation établit la liaison avec le marché international et transfère dans le prix ex raffinerie les variations du prix international du pétrole brut qui se retrouvent avec plus ou moins de retard dans les cotations des produits pétroliers. Mais ce pris PPI n’est qu’un indicateur qui permet de calculer le coût pour le pays d’importer les produits au lieu de les produire dans la raffinerie nationale, et ne permet pas de protéger la raffinerie de ces handicaps de taille et de complexité et de lisser les fluctuations des marges de raffinage sur les marchés internationaux. Ce rôle de protection et de lissage peut être défini dans un facteur d’ajustement économique composé de quatre termes :
Ajustement Economique = FC + FT + FS + AM FC : terme de complexité FT : terme de taille FS : terme de « Spread » AM : terme d’ajustement mensuel
Protection pour faible complexité FC Ce terme doit représenter le handicap de marge de raffinage d’une raffinerie de complexité limitée par rapport à une raffinerie complexe du type Europe ou USA. Il n’y a pas de méthode précise pour
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estimer ce coefficient car il dépend à la fois du degré de complexité de la raffinerie simple et du degré de complexité de la raffinerie complexe prise comme référence. Une approximation de ce facteur peut être obtenue en considérant que la différence de complexité se traduit par la différence de rendements/valorisation en produits finis entre ces deux raffineries. Cette différence est exprimée par les marges de raffinage publiées en prenant la différence entre les marges du type TR (raffinerie simple Topping-Reforming) et du type TRC (Topping-Reforming-Cracking). La différence entre les marges TR et TRC sur les deux dernières années s’établit à 47 US$/Tonne de brut traité (6.0 US$/Baril de brut) et donne une bonne approximation de l’impact de la différence de complexité.
Protection pour faible taille L’économie d’échelle obtenue par la grande taille des raffineries modernes au niveau des coûts d’exploitation est due au fait qu’une grande partie des coûts fixes d’exploitation sont proportionnels à l’investissement alors que l’investissement ne varie pas proportionnellement à la capacité de la raffinerie. Le calcul effectué entre une raffinerie de 1,2 million Tonnes (CORAF) et une raffinerie du même type de 8 million Tonnes indique une différence de coût d’exploitation de 15 US$/Tonne (environ 2 US$/Baril de brut traité).
Lissage des fluctuations des marges de raffinage Ce lissage peut s’effectuer en suivant la variation d’un « Indice Spread » IS calculé comme une marge brute de la raffinerie sur la base des prix de produits CIF NWE et du brut Brent daté, c'est-à-dire la différence (exprimée en FCFA/Tonne) entre : ¾
la valorisation des produits de la raffinerie aux prix CIF NWE (prix moyen pondéré en prenant chaque mois les rendements en produits de la raffinerie pour le mois considéré et les cotations du mois précédent),
¾
la cotation du Brent daté (BRENT mensuel)
Le Facteur Spread (FS) utilisé pour le lissage pourra s’écrire : FS = [IS Budget – IS Mensuel] x [BRENT Mensuel /BRENT Budget]
Ajustement Mensuel Enfin dans ce système un ajustement mensuel est nécessaire pour atteindre un Résultat Net mensuel fixé à l’avance. Cet ajustement peut se faire pour le mois « N » sur la base du cumul des résultats réalisés au cours des mois antérieurs de l’exercice en cours.
Vers un systéme de détermination des prix ex raffinerie plus efficient Le système exposé ci-dessus couvre d’une manière théorique tous les aspects requis pour aboutir à un système de prix ex-raffinerie qui soit en ligne avec les variations du marché international et assure à la raffinerie une Marge Nette acceptable pour permettre le développement des activités de la raffinerie. Toutefois ce système pose certaines difficultés dans son application pratique, en particulier
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le suivi des prix et la répercussion sur les prix à la pompe dans le cas de variations importantes du prix international du pétrole brut. Ce système a été appliqué pendant plusieurs années à la raffinerie de la SONARA mais n’a pas donné entière satisfaction et est en cours de modification. Deux éléments peuvent être considérés pour aboutir à une formulation des prix ex raffinerie à la fois plus simple et plus efficiente : ¾
le principe des PPI est conservé mais l’ensemble des paramètres de l’Ajustement Economique sont regroupés dans un facteur unique, le Facteur de Protection K qui s’applique directement aux prix PPI. Cette méthode est bien celle stipulée pour la CORAF dans le décret N° 2005-699 du 30 déc. 2005.
¾
Pour éviter des variations fréquentes des prix aux consommateurs, on peut définir un prix maximum de cession ex-raffinerie qui reste constant sur une longue période et la différence avec le prix ex raffinerie calculé (positive ou négative) est cumulée par la raffinerie dans un fond de stabilisation. Ce fonds de stabilisation est périodiquement récupéré/soldé par le Gouvernement, soit lorsqu’il atteint un niveau défini, soit lorsque son niveau ne permet pas à la raffinerie d’assurer une marge nette suffisante.
¾
Le coefficient K doit être révisé régulièrement pour assurer une marge nette acceptable pour la raffinerie, il doit décroître progressivement en fonction des améliorations de productivité et de rendement de la raffinerie.
Le schéma d’un tel système est présenté ci-dessous :
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3. Le prix des ventes nationales et la protection
Le prix des produits ex CORAF sur le marché national sont déterminés par référence aux prix parité importation sur la base CIF North West Europe selon les modalités du Décret 2005-699 du 30 décembre 2005, des Arrêtés 4267 et 4268 du 26 mai 2006 et de l’Arrêté 1159 du 26 janvier 2007. Ces prix estimatifs des importations (prix PPI) représentent le coût pour le pays de son approvisionnement en produits pétroliers si la CORAF n’existait pas. Les prix PPI sont calculés en ajoutant à la cotation CIF NWE un coût de transport calculé voisin de 60 US$/Tonne pour chaque produit. Compte tenu du schéma simple et de la petite taille de la raffinerie l’application des prix parité importation n’assurerait pas la rentabilité de la CORAF, un terme d’ »Ajustement Economique » doit être formulé comme supplément au prix PPI, aboutissant pour chaque produit à un « Prix Sortie Raffinerie » qui doit assurer la viabilité financière de l’activité de raffinage. La chaîne des prix depuis la cotation de référence jusqu’au prix à la pompe est décrite ci-dessous : ¾
Prix Parité Importation (PPI) : calculé à partir des cotations CIF NWE et des frais d’approche en US$/Tonne. Il est converti en CFA /Litre avec le taux de change de la période.
¾
Prix Sortie Raffinerie : égal à la somme suivante : o PPI o Droits de douane (+ TVA) o Ajustement Economique (de 15% à 17% du PPI) o Transport par pipe de CORAF à SCLOG (+TVA)
¾
Prix Réel d’Importation relevé sur factures
¾
Prix d’Entrée en Distribution calculé (PED calculé) égal à la moyenne du Prix Sortie Raffinerie et du Prix Réel d’Importation.
¾
Prix d’Entrée en Distribution Officiel (PED Officiel) : fixé par le Gouvernement, en général substantiellement inférieur au prix calculé.
¾
Prix de Vente Plafond Officiel : égal au PED officiel augmenté des frais de mise sur le marché des produits : o Passage en dépôt (+TVA) o Transport massif et pertes (+TVA) o Frais de distribution (+TVA) o Marge revendeur (+TVA) o Transport terminal (+TVA) o Prélèvements pour financements divers en pourcentage du PED (stocks de sécurité, organe de régulation, comité technique, environnement).
¾
Prix de Vente Plafond Calculé : même composition à partir du PED calculé.
L’application de ce système conduit aux remarques suivantes : Le décret du 30 déc. 2005 indiquant la méthodologie de détermination des prix pétroliers définit bien le « Prix Sortie Raffinerie » qui doit être appliqué à la CORAF : « Le prix sortie raffinerie pour chaque produit délivré par la raffinerie locale est égal à son prix parité importation corrigé de l’ajustement économique » Par contre, le décret ne précise pas les modalités de détermination de l’Ajustement Economique.
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Il serait pratique de considérer un « Prix Sortie Raffinerie » hors fiscalité (TVA) incluant le coefficient d’ajustement économique (en pourcentage du PPI) pour établir le niveau de prix nécessaire à la viabilité financiére de la raffinerie. La raffinerie doit être concernée uniquement par le « Prix Sortie Raffinerie» officiel, mais ce prix étant inférieur au prix calculé (ainsi que les PED) conduit à des pertes financières pour la CORAF qui doivent être finalement compensées sous forme de subventions. L’article 4 de l’Arrêté 1159 du 25 janvier 2007 « Les sociétés de raffinage percoivent le montant des ventes des produits pétroliers au prix d’entrée en distribution en vigueur » indique que la raffinerie doit percevoir le PED officiel et non pas le prix Sortie Raffinerie, ce qui introduit une pénalité à la CORAF dans la mesure où le PED est pondéré avec les produits importés souvent moins chers que les PPI avec protection. De plus lorsque les PPI et PED Officiels sont augmentés pour suivre l’augmentation générale des prix du pétrole, ils ne sont pas appliqués immédiatement ce qui accentue le niveau des pertes et nécessite un rattrapage ultérieur (cas de l’année 2006). La variable principale pour le Gouvernement étant le prix à la pompe, c’est le niveau du Prix de Vente Plafond qui détermine par un calcul en retour le PED et le prix de sortie attribuable à la raffinerie. Lorsque le prix international du pétrole augmente le Gouvernement ne répercute pas totalement cette augmentation sur les prix à la pompe pour ne pas pénaliser les consommateurs, et cette différence est finalement supportée par la CORAF. On pourrait envisager l’application d’un PED directement à la raffinerie (incluant une pondération avec les produits importés si la CORAF effectuait en même temps des opérations de raffinage et des opérations de négoce (importations de produits). Les graphiques suivants montrent l’évolution sur l’année 2006 de 4 séries de prix, à savoir :
les prix parité importation (PPI hors fiscalité), les prix « Sortie Raffinerie » hors fiscalité calculés suivant les hypothèses indiquées dans le chapitre suivant, incluant un coefficient d’ajustement économique adapté à l’année 2006 les prix PED Officiels effectivement appliqués les prix PED calculés suivant la moyenne pondérée des prix d’importation réels et des prix Sortie Raffinerie.
Ces prix sont indiqués pour les produits principaux que sont le super, le pétrole lampant, jet fuel, gasoil et fuel oil. Ils montrent l’ordre de grandeur de la protection calculée suivant la formule, et l’importance du Manque à Gagner accumulé par la CORAF durant l’année 2006.
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Ces graphiques amènent les commentaires suivants :
Le prix PED Officiel est dans presque tous les cas inférieur au prix PPI, et il en est de même pour le Prix Sortie Raffinerie « officiel » ou « convenu », ce qui induit a priori une perte économique pour la raffinerie car le prix PPI lui-même n’est pas suffisant pour assurer la rentabilité.
Les prix Sortie Raffinerie calculés avec un Ajustement Economique déterminé pour 2006 suivant les hypothèses du chapitre suivant, sont très au dessus du niveau des PPI car ils incluent un coefficient de protection de 27% , conséquence d’une mauvaise performance de la raffinerie en 2006.
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4. Détermination d’un taux de protection Un modèle de calcul du taux de protection qui assure une marge nette positive pour la CORAF est proposé. Le principe de calcul a été appliqué à la marche de l’année 2006, à partir des éléments suivants :
Prix Parité importation calculés à partir des cotations CIF NWE, et conversion an CFA/Litre au taux de la période,
Prix Sortie Raffinerie calculés en excluant la TVA, et incluant un coefficient d’ajustement économique calculé pour assurer une marge nette positive pour la CORAF,
Le calcul est effectué chaque mois et détermine également le Prix Entrée Distribution, comparé au PED Officiel, puis indique le prix de vente final de chaque produit pour comparaison avec le Prix Plafond Officiel. Le tableau correspondant à l’essence super est présenté ci-dessous, un tableau similaire est construit pour chaque produit avec calcul des moyennes annuelles :
Les hypothèses de calcul pour le détail des frais et des coefficients (incluant le coefficient d’Ajustement Economique) sont indiquées ci-dessous et peuvent être modifiées entraînant un ajustement automatique des prix :
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Les prix moyens calculés sur l’année 2006 résultent des tableaux mensuels pour chaque produit et sont résumés ci-dessous :
Le système de prix proposé aboutit pour 2006 à une marge nette positive pour un coefficient d’Ajustement Economique de 27% appliqué directement sur les Prix Parité Importation excluant droits de douane et TVA
Le tableau page suivante montre la récapitulation avec les prix moyens calculés sur l’ensemble de l’année 2006.
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Le tableau page suivante montre l’application de ces prix au calcul de la marge nette de la raffinerie, en reprenant les mêmes conditions d’approvisionnement en brut et de coûts d’exploitation observées en 2006.
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Calcul de la Marge Nette à partir des différents systèmes de prix :
Ce tableau montre que la marge nette obtenue :
est négative de -37,2 Milliard CFA à partir des PED Officiels
est encore négative de -21,4 Milliarde CFA à partir des prix parité importation
devient positive à 0,93 milliard CFA si l’on applique un coefficient de protection de 27% sur les PPI.
Ce coefficient de protection est particulièrement élevé en raison de la mauvaise performance de la raffinerie en 2006
Un modèle de ce type peut être utilisé pour déterminer ex ante sur une base mensuelle le jeu de prix Sortie Raffinerie qui assure une marge nette positive
En ce qui concerne les ajustements mensuels dans un tel système il existe de nombreuses options pour suivre l’évolution des cotations internationales tout en limitant les fluctuations au niveau des prix au consommateur. Le principe d’un fonds de stabilisation tel que suggéré dans le chapitre 2 est une solution intéressante (utilisée par la SIR en Côte d’Ivoire).
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4. Le coût économique des ventes nationales Le Congo a deux options pour assurer son approvisionnement en produits pétroliers, soit importer ses produits sur le marché international, soit les produire dans la raffinerie de la CORAF. La différence de coût entre ces deux solutions représente le coût économique ou le bénéfice économique pour le pays d’opérer sa raffinerie, indépendamment de l’avantage stratégique ou socio-économique lié à l’opération de la raffinerie. Le coût de l’option importation est évalué en comptant les ventes nationales à leur prix parité importation (PPI), sur la base des cotations CIF NWE plus un terme fret et divers (frais d’approche) de 60 US$/T. Le coût économique des produits de la raffinerie comprend : • Le coût d’achat des bruts, • Les coûts d’exploitation, • Le revenu des ventes à l’exportation. Sur la base du bilan 2006 ces éléments sont les suivants, exprimés en million US$ : Option raffinerie Coût d’achat des bruts : 250.0 million US$ + Coût d’exploitation : 33,2 million US$ - Revenu des ventes exportation : 83.0 million US$ = Coût économique des ventes nationales : 200,2 million US$ Option importation Coût des ventes nationales à la parité importation : 160,0 million US$ Le coût des importations serait supérieur au coût économique des ventes nationales. Sur cette base 2006 l’opération de la raffinerie génère donc un « malus économique » très important de 40.2 million US$ qui reflète à la fois la marche à capacité réduite (60%) et les faibles rendements en produits blancs. Ce malus économique est équivalent à 8,7 US$ par baril de brut traité.
Le « malus » ou « bonus » économique n’est autre que la marge brute obtenue en valorisant les produits à leur valeur Parité Importation (PPI). Il s’agit d’un « malus » si cette marge brute est négative et d’un « bonus » si elle est positive.
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L’’évaluation du coût économique des ventes nationales est présentée en US$/Bl dans le graphique suivant: Coût des Ventes Nationales et "Malus Economique" en 2006 75
60,96
65
7,06
55
US$/Baril
45
43,16
53,90
34,50
35 25 15
8,66
5 -5
-17,90
-15 -25 Achat Pétrole Brut
Coût Exploitation
Revenu des Export
Coût des Ventes Nationales
Ventes Nat. Parité Import
Malus Economique
La marche de la raffinerie en 2005 était plus performante qu’en 2006 et le « malus économique » n’était que de 3,0 milllion US$ soit 0,75 US$/Bl, comme indiqué dans le tableau ci-dessous.
Il faut noter que la raffinerie est avantagée par la défiscalisation du prix du pétrole brut à l’entrée de la raffinerie, si cet avantage disparaissait le malus économique augmenterait et la situation de la raffinerie serait très problématique.
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5. Comparaison de la marge brute CORAF avec les marges publiées Les marges brutes de raffinage font l’objet de publications régulières qui permettent de suivre l’évolution de la performance des raffineries de différents types en fonction de l’évolution du prix du pétrole brut. Les deux indicateurs les plus suivis sur le marché Européen sont : • •
les marges publiées sur le schéma TR (Topping –Reforming ou Hydroskimming) qui est le schéma le plus simple, les marges sur le schéma TRC (Topping –Reforming –Cracking) qui est un schéma plus complexe, le plus répandu en Europe, incluant une unité de cracking catalytique.
Les Marges Brutes publiées par l’ENI sur la zone North West Europe et la base Brent sont présentées ci-dessous : Marge Brute sur Brent North West Europe schéma Hydroskimming TR et Cracking TRC US$/Bl 5,53
6 TR TRC Brent Dated
4
70
3,80
60 50
2
US$/Baril
1,3 0,3
0,2
-
0,5
0,1
40
0,3
0,3
-
-0,1 -0,8
-0,8
-2
30
-0,4 -1,2
20 -4
-3,6
10 -
-6
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Marge Brute Marché North West Europe sur Brent schéma Hydroskimming (TR) et Cracking (TRC) US$/Bl 80
12 TR TRC Brent
10 8
70 60
US$ /Baril
6 4 2
2,8
50
3,4
40
0,1
-
30
-2 -4 -6
-1,0
-1,3 -1,7
-2,6 -2,3
-2,7 -4,5
-2,7 -4,5
-2,0
-2,7 -4,3
-4,0 -3,8
20 -3,5
-3,6 -3,6 -6,4
-8
b b nv er rs ril ai in let ût b b nv er b t. b b in let ut Ju uil Ao Sep cto vem cem Ja evri Ma Av M Ju uil Ao tem cto vem cem Ja evri J J 5 p O o O e 06 F o e 7 F 0 N D 0 N D 00 Se 20 2 2
Source ENI
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Les graphiques ci-dessus montrent que les marges brutes TR sont le plus souvent négatives et la tendance s’est accentuée en 2006 alors que les marges TRC avaient tendance à augmenter, ce qui indique que les schémas du type TR deviennent de moins en moins compétitifs avec le système de prix internationaux prévalant. La raffinerie CORAF est proche du type TR car l’unité d’hydrocraquage apporte peu de conversion, et la comparaison doit se faire entre la marge brute TR (base NWE) publiée et la marge brute de la CORAF calculée sur la base des prix parité importation (PPI NWE) pour les ventes nationales et du prix effectivement réalisé pour l’exportation de fuel oil. Table 2.6.1 Comparaison des Marges Brutes US$/Baril
2005
2006
Ventes Nationales CORAF valorisées PPI NWE
-0,75
-8,66
-0.40
-3,60
+5.53
+3,15
Vente Export à prix réalisé
Marge TR Brent NWE publieé Marge TRC Brent NWE publiée
Les Marges Brutes obtenues par la CORAF sont plus faibles en 2005 et 2006 que les marges moyennes publiées pour un schéma de type TR. Cela s’explique en grande partie par le fait que la raffinerie traite un brut très lourd (Djeno) et la marge serait meilleure avec un brut plus léger (bien que le design de la raffinerie ait été fait sur Djeno). Cette faiblesse est aggravée en 2006 par la défaillance de l’Hydrocracker et un faible rendement en produits blancs. Pour mieux interpréter ce résultat il est intéressant de comparer la base de rendements prise par l’ENI pour calculer les marges TR et TRC avec les rendements obtenus par la raffinerie CORAF : Table 2.6.2
Il apparaît que les rendements de la CORAF sont moins bons que les rendements moyens d’un schéma TR, ce qui explique la faiblesse des marges obtenues. Le fait que le prix du pétrole brut soit défiscalisé à l’entrée de la raffinerie ne suffit pas à compenser ce handicap de rendement. Les solutions pour améliorer cette situation passent par le traitement d’un brut plus léger et/ou un investissement en unités de conversion.
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VOLUME 2 – CHAPITRE 4
Scenarii d’évolution et problématiques de financement
1. Problématique d’évolution de la CORAF
2. Scénarii d’évolution de la raffinerie
2.1. Choix des options 2.2. Hypothèses principales 2.3. Bases de comparaison des bruts Djeno et Nkossa 2.4. Résumé des résultats 2.5. Forces et faiblesses des options étudiées 2.6. Evolution recommandée
3. La problématique du financement et des partenariats
4. Exemple de financement d’un projet d’extension de raffinerie
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CHAPITRE 4 : SCENARII D’EVOLUTION ET PROBLEMATIQUES DE FINANCEMENT
1. Problématique de l’évolution de la CORAF
Problématique de l’évolution de la CORAF
Valorisation du Pétrole National
C O R A F
Degré de couverture
Libéralisation du Marché Implication FMI, BM
Marché National Congo
Niveau et mode de protection des prix ex-raffinerie
Politique Energie du Gouvernement Fiscalité,Subventions, Aspects Socio-Economiques
Marché Pays Africains
Compétitivité avec Raffineries Africaines
Evolution des Spécifications de Produits Réduction des Coûts d’Opération
Débouchés Produits Finis Essence, Diesel
Modernisation du Schéma de raffinage
Marché Europe /USA
Variable Interne
Débouchés Produits Intermédiaires
Efficacité du Marketing /Trading
Distillat, Fuel oil
Variable Externe
Le schéma précédent illustre une vision synthétique des éléments qui vont conditionner l’évolution de la raffinerie CORAF dans son environnement spécifique à moyen et long terme. Cet environnement englobe des influences générales qui découlent de l’aspect mondial du marché des produits pétroliers en termes de commerce et de prix, mais aussi des éléments plus spécifiques liés à la nature particulière du marché et de la compétition avec les raffineries opérant dans la zone Afrique Ouest et Centrale. L’analyse des perspectives d’évolution doit tenir compte du fait que certains éléments sont extérieurs et gouvernés par les marchés internationaux, ce sont des « variables externes » sur lesquelles la
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CORAF ne peut avoir aucune action. D’autres éléments considérés comme « variables internes » sont plus spécifiques à l’activité et la gestion de la raffinerie et peuvent être améliorés par des mesures appropriées. Les variables principales sont discutées dans ce qui suit : La valorisation du pétrole national doit être une préoccupation essentielle pour l’avenir de la raffinerie. Le pétrole brut « Djeno Mélange » constituant l’unique approvisionnement de la raffinerie est un brut lourd (27,5 API) qui n’est pas adapté au marché Congolais comportant une majorité de produits légers (essence, kérosène, gas oil). Le traitement d’un brut plus léger tel que Nkossa ou Tilapia doit faire l’objet d’une étude détaillée et devrait permettre d’améliorer la marge de raffinage et limiter le montant des investissements.
Le marché de produits pétroliers du Congo est caractérisé par la prédominance de produits légers (essence, kérosène, gas oil) et l’absence de débouchés importants pour le fuel oil. Table 1.1
Source : Coraf
La raffinerie a produit 59,8% de fuel oil lourd en 2006, exporté sur une base contractuelle peu favorable avec une faible valorisation, alors que le marché est fortement orienté sur le gas oil (47%), le kero-Jet fuel (23%) et l’essence (24%). Il faut noter que 79% des importations viennent de Kinshasa et 21% de Pointe Noire, ce qui veut dire que la raffinerie ne satisfait pas complètement le marché local hors importation de Kinshasa. Un objectif pourrait être de satisfaire la totalité du marché national (362,000 Tonnes en 2006 pour une capacité de raffinage de 1,1 million Tonnes), ce qui serait possible avec une marche à pleine capacité mais n’excluerait pas la pénalisation liée à l’exportation de feul oil ourd. L’évolution à long terme du marché Congolais devrait se traduire par une croissance modérée pour atteindre environ 450,000 Tonnes en 2011 et 85à,000 Tonnes en 2025, soit un taux de croissance annuel moyen de 4,5% à 5% (source Etude SNPC, confirmé par évaluation Beicip Franlab). Le marché Congolais est considéré comme une variable interne car le Gouvernement peut avoir une action sur l’évolution de la demande (« Demand Management ») mais la marge de manœuvre est limitée. La demande de gas oil aura la plus forte croissance pour assurer les besoins de transport, tandis que la demande d’essence sera plus modérée suivant l’augmentation du revenu par tête, par contre la demande de kérosène (lampant) devrait poursuivre sa décroissance (remplacement par le GPL). Par contre la demande du fuel oil 1500 pourrait devenir importante avec le projet de centrale thermique à Brazaville (environ 44,000 Tonnes).
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Le Degré de Couverture du marché Congolais par la CORAF posera un problème avec l’augmentation progressive du marché national de produits pétroliers et l’accroissement des importations. Cette question sera accentuée si une libéralisation du marché est imposée par le FMI et la Banque Mondiale. Dans un tel contexte la performance de la raffinerie devra être suffisante pour être compétitive avec les importations dans le contexte du marché international et des conditions particulières du marché Africain qui rend les importations coûteuses. Le niveau de protection des prix ex-raffinerie est une variable essentielle pour assurer la viabilité financière de la raffinerie, entièrement soumise à la politique du Gouvernement. Les prix « PED calculés » (Prix d’entée en distribution) et les Prix de Sortie Raffinerie sont proposés chaque mois par la CORAF et calculés sur la base Parité Importation plus un coefficient d’ajustement Economique devant permettre un résultat financier positif. Les prix « PED officiels » sont imposés par le Gouvernement à un niveau très inférieur à celui des prix calculés. Au cours de l’année 2006 les « PED officiels » n’ont même pas été appliqués ce qui a accentué les difficultés financières bien qu’un rattrapage ait été effectué en 2007. Les pertes ont atteint un niveau très important en 2006, équivalent à 41,8 milliard CFA (résultat net comptable), l’année 2005 ayant conduit à des pertes plus limitées de 25,5 milliard CFA. Les motivations du Gouvernement pour limiter la hausse du prix à la pompe sont évidemment très fortes dans une période de hausse continue du prix du Pétrole, mais il est clair que les subventions éventuelles par rapport au marché international n’ont pas à être supportées par la CORAF. Le marché à l’exportation vers les Pays Africains n’est pas à considérer dans le contexte actuel compte tenu de la petite taille de la raffinerie. Un scénario d’extension de capacité ouvrant la voie à des exportations serait difficile à justifier, car ce marché limité pourrait rapidement être saturé par les projets d’extension dans les raffineries de la côte Ouest Africaine, en particulier en Angola (projet LOBITO) et au Nigeria si les raffineries existantes augmentent leur taux de marche (21% seulement en 2005). Dans le cas d’une telle saturation les prix à l’exportation baisseraient et ne permettraient pas d’amortir des investissements importants pour étendre et complexifier le schéma de la raffinerie CORAF. La compétitivité avec les autres raffineries africaines est un facteur important pour conserver la couverture du marché Congolais dans une optique future de libéralisation. La compétitivité peut être améliorée sur trois fronts: • • •
La réduction des coûts d’exploitation, L’optimisation de l’approvisionnement en bruts, L’amélioration (complexité) et l’extension (économie d’échelle) du schéma de raffinage.
Ces trois points on été développés dans les scénarios d’évolution proposés. L’évolution des spécifications de produits dans la région Afrique Centre et Ouest est une variable particulière car elle peut entraîner des investissements incontournables pour améliorer la qualité des produits. Le problème de l’essence sans plomb a été résolu au Congo avec l’adoption d’une essence Super sans plomb à Octane 91, et le plomb a été éliminé dans la plupart des autres pays de la région. L’incertitude repose maintenant sur l’évolution probable de la spécification de soufre du gas oil moteur qui reste particulièrement élevée dans la plupart des pays de la région. La spécification officielle au Congo est 1% soufre en poids, mais fort heureusement pour l’environnement le gas oil produit à la raffinerie ne dépasse pas 0.15%. Il faut à l’évidence envisager à terme une évolution vers une étape à
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500 ppm puis une étape 50 ppm pour être en phase avec les spécifications Européennes et permettre l’utilisation de moteurs avec filtres anti-pollution. Toutefois cette évolution doit se faire d’une manière coordonnée avec l’ensemble des pays de la région et en fonction de l’évolution possible des parcs de véhicules et des raffineries de la région. L’exemple de l’Europe montre que cette adaptation est lente (il a fallu 10 ans pour arriver à l’Eurosuper 95, un peu moins pour le gas oil 50 ppm). Dans le cas de la CORAF l’adoption de la norme 50 ppm entraînerait inévitablement la construction d’une nouvelle unité HDS (hydrodésulfuration de gas oil) à haute pression impliquant un investissement important (25 million US$ « battery limits » pour une capacité de 400,000 Tonnes/an) ainsi qu’un ajustement du bilan hydrogène. Le marché à l’exportation vers les pays d’Europe et USA est incontournable pour écouler l’excédent de fuel oil lourd. Le fuel oil exporté par la CORAF représentait 59,8% de la production en 2006, avec une très forte viscosité (630 Csk à 50°C) d’où une décote par rapport à la cotation internationale (380 Csk). L’amélioration de ce handicap est directement liée à la performance du schéma de raffinage de la CORAF et à ses perspectives de modernisation et d’amélioration de l’approvisionnement en pétrole brut (traitement de bruts plus légers).
2. Scenarii d’évolution de la raffinerie
2.1. Choix des options Une évaluation a été faite de scénarios possibles d’évolution à moyen et long terme de la raffinerie en ce qui concerne son schéma de procédés et les capacités des unités. Le point de départ étant une raffinerie de petite taille et de configuration simple, la gamme de possibilités est très large et une sélection a été faite des options les plus raisonnables et les moins exigeantes en investissement, en prenant comme objectif principal la satisfaction du marché National. Cela exclut des scénarios plus ambitieux d’extension importante de capacité avec recherche de marchés à l’exportation, qui ne pourraient se réaliser que sur la base d’opportunités particulières liées à des financements de partenaires stratégiques. Cette évaluation est sommaire et ne repose pas sur une étude détaillée des schémas de raffinage proposés et des investissements correspondants. Une telle étude détaillée sera indispensable avant de prendre une décision sur les investissements futurs à réaliser. Toutefois ces résultats doivent exprimer correctement les différences entre les différentes options présentées et orienter les choix en première approche. Il est apparu en particulier que l’attrait des options proposées est très sensible à la nature de l’approvisionnement en pétrole brut. Les options évaluées sont les suivantes : •
Situation de référence : schéma opératoire calé sur le bilan de l’année 2004
•
Option 1 : opération à 60% de taux de marche (613,000 Tonnes/an) avec approvisionnement en brut Djeno et installation d’une unité de bitume de 50,000 Tonnes/an
•
Option 2 : opération à 85% de taux de marche (931,000 Tonnes/an) avec approvisionnement en brut Djeno, installation d’un visbreaker (410,000 Tonnes/an) et d’une unité de bitume. Dégoulottage de l’hydrocracker et de l’hydrotraitement de tête.
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•
Option 3 : traitement de Nkossa au minimum de capacité (533,000 Tonnes/an), saturation de l’hydrotraitement de tête.
•
Option 4 : traitement de Nkossa à 85% de taux de marche (931,000 Tonnes/an), impliquant un doublement de l’hydrotraitement de tête et un dégoulottage du reforming et de l’hydrocracking.
•
Option 5 : Approvisionnement mixte 50% Djeno 50% Nkossa à 60% de taux de marche (613,000 Tonnes/an) avec unité de bitume, ce qui permet de limiter tout dégoulottage (à comparer avec option 1).
•
Option 6 : Approvisionnement mixte 50% Djeno 50% Nkossa à 85% de taux de marche (931,000 Tonnes/an) avec unité de bitume, dégoulottage de l’hydrotraitement de tête, du reforming et de l’hydrocracking.
Au préalable un programme « d’investissement de maintien » trouve immédiatement sa justification à court terme : instrumentation et conduite centralisée, réparation des bacs de stockage, informatique,... L’analyse technique des schémas proposés en option a été réalisée avec un Simulateur simplifié de raffinage. L’analyse économique fait apparaître le gain de chaque option en terme de marge par rapport à la situation de référence.
2.2. Hypothèses principales
Le modèle de simulation a été calé sur une situation de référence correspondant à la marche de l’année 2004. L’approvisionnement en brut en 2004 correspond à la qualité du Djeno pur sans ajout de brut plus léger, et l’hydrocracker fonctionne à 68% de taux de marche. Les années 2005 et 2006 sont considérées comme moins représentatives des performances moyennes de la raffinerie car le brut traité est plus léger et le couple distillation sous vide/hydrocracker n’a pas fonctionné normalement. D’où la chute du rendement en produits blancs en 2006 (voir tableau ci-dessous).
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•
La rentabilité d’un schéma est mesurée par le gain réalisé par rapport à la situation existante en termes de « Marge Cash ». La Marge Cash est la différence entre les Ventes de Produits, et le coût de production incluant coût d’achat du brut, coût variable et coûts fixes hors amortissement et frais financiers.
•
Le Revenu des ventes a été calculé sur la base du marché des ventes nationales, la production excédentaire de fuel oil lourd étant valorisée à l’exportation sur les bases du contrat actuel.
•
L’évaluation est faite sur la base des prix moyens de l’année 2006 avec le prix du Brent daté à 65,1 US$/Bl et les cotations moyennes CIF NWE pour les produits. Les ventes nationales sont valorisées à la parité importation (sans protection) et les exportations de produits blancs en excédent par rapport au marché à la parité export (voir tableau). La base de prix moyens 2006 est élevée mais ce niveau de prix représente un des scénarios probables à moyen terme. Un scénario de prix plus bas décalerait les résultats mais ne changerait pas les conclusions, si ce n’est l’allègement de la pression pour l’augmentation des prix aux consommateurs.
Valorisation des produits pétroliers
(1) (2) (3)
Source Platts Oilgram Source CORAF Evaluation du Consultant
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Les prix à l’exportation pour les produits blancs concernent des exportations dans la zone CEMAC et sont basés sur des transactions similaires effectuées à partir de la raffinerie SONARA du Cameroun selon la formule Prix FOB Med + prime (les primes sont +30 US$ pour l’essence, +33US$ pour le kerosène et +35 US$ pour le gas oil). Il est supposé que le même niveau de prime pourra être obtenu par la CORAF, ce qui suppose que le marché à l’exportation dans la zone CEMAC n’est pas saturé par des extensions ou nouvelles raffineries, par contre le prix du fuel oil export est conforme au contrat actuel.
2.3. Bases de comparaison des bruts Djeno et Nkossa
Les options 3 à 6 ont considéré le traitement du brut Nkossa pur ou en mélange avec du brut Djeno. Quelques éléments de comparaison de ces deux bruts sont indiqués aboutissant à la fixation d’un différentiel de prix d’achat pour la CORAF. Le brut Nkossa est très voisin du Brent en ce qui concerne sa qualité : il est plus léger (41,1 API comparé à 37,5 API pour le Brent), moins soufré (0,04% comparé à 0,35% pour le Brent), très peu acide, avec une faible teneur en métaux, et la viscosité de ses résidus est plus faible. Par contre il a un rendement légèrement inférieur en distillats et plus de résidu, comme indiqué dans le graphique cidessous
Rendements comparés des Pétroles Bruts 100% 9,88 24,16
22,55
7,27
11,67
23,41
80%
Gas
Naphtha C5-175 11,23
60%
Kerosene 175-240 27,28
25,90 22,52 Gas oil 240-385
40%
20,84
19,85
Distillat S.V. 385-525
20%
35,85 14,00
Résidu S.V.525+
18,36
0% Brent
Nkossa
Djeno
Le brut Djeno est beaucoup plus lourd (27,4 API) avec un contenu en résidu 525+ double de celui du Nkossa, un rendement en distillat (kérosène + gas oil) inférieur, et peu de naphtha, par contre une bonne charge d’hydrocracker (distillat sous vide). Il faut noter qu’il fait partie des bruts d’acidité moyenne à forte (0,59 mg KOH/g, comparé à 0,005 pour le Nkossa) ce qui peut poser des problèmes de corrosion.
L’estimation des différentiels de prix entre Brent, Djeno et Nkossa réalisée récemment par Beicip Franlab a donné les résultats suivants :
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Le différentiel de 1,6 US$/Bl calculé en 2006 entre Brent et Nkossa inclut un handicap de transport de plus de 1 US$/Bl pour traiter le Nkossa dans une raffinerie Européenne. Le différentiel de qualité est donc très faible entre les deux bruts. D’autre part il est clair que la valeur du Nkossa dans une raffinerie complexe est sous estimée car les unités de conversion ont tendance à compenser les différences de qualité, et le différentiel de qualité dans une raffinerie simple comme la CORAF serait plus important. La conclusion est que la valeur du Nkossa pour traitement dans la raffinerie CORAF est plus importante que la valeur indiquée par le différentiel calculé, en d’autres termes l’intérêt de traiter du Nkossa se trouve augmenté.
Bilan des prix d’achat de brut
Les prix d’achat de brut à la CORAF en 2005 et 2006 sont présentés dans le tableau ci-dessus à partir du bilan analytique reconstitué pour les années 2005 et 2006. L’hypothèse d’un différentiel de 1,60 US$/Bl pour le Nkossa par rapport au Brent permet de calculer le prix d’achat du Nkossa à la raffinerie : ¾
Le différentiel de base entre Brent et Djeno était de 5,16 US$/Bl
¾
Le différentiel entre Nkossa et Djeno est donc 5,16 – 1,60 US$/Bl soit 3,56 US$/Bl
¾
Le prix d’achat du Djeno en 2006 était de 61,2 US$/Bl (non défiscalisé), d’où un prix d’achat de Nkossa de 64,76 US$/Bl, soit 56,99 US$/Bl après défiscalisation.
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2.4. Résumé des résultats Les résultats obtenus pour les différentes options sont résumés dans le tableau suivant : Table8.1.
(1) La marche de référence correspond aux performances de l’année 2004 mais le contexte de prix est celui de l’année 2006
Ce tableau fait apparaître quelques points saillants : ¾
La situation de référence dans le contexte d’une marche à 49% de capacité en appliquant les prix parité importation montre que la marge brute serait positive (8 million US$) mais la marge « cash » négative de 19 million US$ (5,1 US$/Bl) compte tenu du poids des coûts fixes.
¾
Si l’on reste sur un approvisionnement en brut Djeno, l’intérêt immédiat d’une unité de production de bitume avec une marche à 60% de la capacité de distillation (option 1) paraît évident, permettant de gagner 16,9 million US$ sur la marge « cash » par rapport à la situation de référence
¾
L’option d’un Visbreaker du résidu sous vide avec le brut Djeno et dégoulottage de l’hydrocracker avec une marche à 85% de la capacité de distillation (option 2) représente la solution la moins coûteuse pour limiter la production de fuel oil lourd excédentaire (ramenée à 37,8%) et limiter l’utilisation de fluxant (gas oil léger). La marge « cash » redevient positive à 20,5 million US$ (8,6 US$/Bl).
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¾
L’option 3 introduit un approvisionnement à 100% Nkossa dans les mêmes conditions que la situation de référence (marche à 49% de la distillation) sans dépasser les capacités de design des unités. Un taux de marche supérieur nécessiterait un dégoulottage de l’hydrotraitement de tête. L’intérêt du brut Nkossa apparaît clairement avec une augmentation de marge « cash » de 32,4 million US$ par rapport à la situation de référence.
¾
Le traitement de 100% de brut Nkossa avec un taux de marche de 85% (931,000 Tonnes de brut- option 4) entraîne des investissements de dégoulottage sur toutes les unités et permet une augmentation de la marge « cash » de 51,6 million US$ (10 US$/Bl). Par contre ce scénario est pénalisé par des produits blancs en excédent qu’il faut exporter avec une valorisation réduite.
¾
L’option 5 avec un approvisionnement 50% Djeno et 50% Nkossa devrait permettre d’opérer à 60% de taux de marche (657,000 Tonnes/an) sans dépasser les capacités de design. L’augmentation de marge « cash » par rapport à la situation de référence est de 36,8 million US$ (8,9 US$/Bl).
¾
Une marche à 85% de capacité (931,000 Tonnes/an) avec un approvisionnement 50% Djeno et 50% Nkossa) entraîne une augmentation de marge « cash » de 47,9 million US$ (9,5 US$/Bl) mais implique un dégoulottage important de toutes les unités. D’autre part ce scénario génère des excédents de produits blancs par rapport au marché national.
2.5. Forces et faiblesses des options étudiées
Option 1 – Unité de production de bitume et marche à 60% de capacité Projet : • Installation d’une unité de soufflage de bitume de 7 Tonnes/h (50,000 Tonnes/an) sur le résidu sous vide. Aspects positifs • Produit du bitume dont la demande est forte pour les besoins locaux, • Evite les importations de bitume à un prix très élevé et augmente les recettes de la raffinerie, • Réduit la production de fuel oil lourd de 50,6% à 40,9% et augmente la production de diesel de 22,3% à 23,9%, • Dégage une augmentation de marge substantielle, 16.9 million US$/an (+4,6 US$/Bl) • Implique un investissement limité et donc un impact réduit sur le bilan financier. Aspects adverses • Un obstacle pourrait concerner les modalités de financement bien que la taille de l’investissement soit limitée. • D’autre part il faudrait pouvoir mettre en place un programme de travaux permettant l’utilisation du bitume de façon à faire fonctionner l’unité à pleine capacité. • Le taux de marche à 60% de capacité ne permet pas de satisfaire le marché national estimé pour 2011 et génère des importations importantes de produits blancs.
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Option 2- Installation d’un Visbreaker et marche à 85% de capacité Projet : • Installation d’un Visbreaker du résidu sous vide (50 Tonnes/h) en plus de l’unité de bitume • Installer une nouvelle distillation sous vide de 70Tonnes/h, pour remplacer l’actuel Flash sous vide qui ne donne pas de bonnes conditions de fractionnement, • Remodeler l’Hydrocracker à 18 Tonnes/h, • Dégoulotter l’hydrotraitement de tête pour l’amener de 19 à 23 Tonnes/h ; Aspects positifs • Diminue la production de fuel oil exporté à faible valorisation, de 50,6% à 37,8%, • Augmente la production de diesel oil de 22,3% à 26,6% • Augmente la production de kerosene-Jet fuel de 8,6% à 10,4% • La marche à 85% de capacité (931,000 Tonnes/an) diminue les coûts unitaires de production. Les coûts « cash » passent de 7,2 à 5.0 US$/Bl. • Génère peu d’excédents de produits blancs à exporter (+27,000 Tonnes de gas oil par rapport au marché national estimé en 2011), • Dégage une augmentation de marge importante, 39,6 million US$/an (+8,2 US$/Bl), Aspects adverses • L’investissement est important et pourrait dépasser 100 million US$. Les modalités de financement peuvent poser problème, surtout si l’investissement doit être amorti sur les cash flows du projet (« Non Recourse Financing ») • Ne réduit pas suffisamment l’excédent de fuel oil lourd à exporter (352,000 Tonnes/an)
Option 3- Traitement de brut Nkossa avec taux de marche minimum (49%) Projet • Traiter 100% de brut Nkossa, • Rester à un taux de marche de 49% (533,000 Tonnes/an) pour éviter tout investissement dans les unités existantes, • Ce cas est théorique (taux de marche trop faible) et destiné à une comparaison directe avec la situation de référence en remplaçant simplement le brut Djeno par le brut Nkossa, illustrant les avantages du brut Nkossa. Aspects positifs • Permet de ramener la production de fuel oil lourd de 50,9% à 23,9% (soit 127,000 Tonnes/an), • Améliore considérablement la qualité du fuel oil lourd export grâce à la faible viscosité du résidu Nkossa • Augmente le rendement en gas oil de 22,3% à 34,5%, • Augmente le rendement en kerosene-Jet fuel de 8,6% à 14,1%, • Augmente le rendement en essence de 9,6% à 17,9%, • Dégage une augmentation de marge importante, 32,4 million US$/an (+8,6 US$/Bl), • Limite l’investissement au minimum.
Aspects adverses • Le faible taux de marche ne permet pas de satisfaire le marché national estimé en 2011 malgré l’amélioration du rendement en produits blancs et va générer des importations. • Ne permet pas de profiter de l’unité de production de bitume.
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Option 4- Traitement de brut Nkossa avec 85% de taux de marche Projet • Cette option est une extension de l’option précédente avec un taux de marche plus standard de 85% (931,000 Tonnes/an) • Implique un doublement de la capacité de l’hydrotraitement de tête, de 19 à 37 Tonnes/h, • Implique un remodelage du reforming de 10 à 15 Tonnes/h, • Implique un remodelage de l’hydrocracker de 14 à 21 Tonnes/h, Aspects positifs • Génère les mêmes augmentations de rendement en produits blancs et la même réduction de rendement en fuel oil lourd que l’option précédente, • Améliore la qualité du fuel oil export, • Dégage une augmentation de marge importante, 51,6 million US$/an (+10.0 US$/Bl), • Permettrait de satisfaire le marché national en produits blancs jusqu’à environ 2018. Aspects adverses • Difficultés pour le financement d’un investissement important, pouvant dépasser 70 million US$, • Un risque important est celui pris sur l’augmentation des volumes de produits blancs à exporter (142,000 Tonnes d’essence et 145,000 Tonnes de distillats en 2011) si les projets d’extension et de nouvelles raffineries sur la côte Africaine se réalisent, créant une saturation du marché à l’exportation et une baisse des prix export. • Ne permet pas de profiter de l’unité de production de bitume.
Option 5- Traitement d’un mélange 50% Djeno et 50% Nkossa à 60% de capacité Projet • Traiter un mélange 50% Djeno et 50% Nkossa à 60% de capacité • Installer l’unité de bitume de 7 Tonnes/h sur le résidu sous-vide de Djeno, • Le taux de marche à 60% permet d’éviter un remodelage des unités existantes (excepté éventuellement un dégoulottage de l’hydrotraitement de tête) Aspects positifs • • • • • •
Permet une réduction substantielle de l’excédent de fuel lourd (ramené à 28,3% soit 186,000 Tonnes), toutefois moins importante qu’avec 100% de brut Nkossa (23,9%) Améliore la qualité de ce fuel oil export (de 630 Csk à environ 360 Csk à 50°C) Réalise une augmentation importante de la production de produits blancs : diesel oil de 22,3% à 30,1%, kerosene-Jet Fuel de 8,6% à 11,4%, essence de 9,6% à 13,7% (moins importante qu’avec 100% de brut Nkossa), Permet de profiter de l’unité de production de bitume, Dégage une augmentation de marge importante, 36,8 million US$/an (+8,9 US$/Bl), Minimise le besoin d’investissement.
Aspects adverses • La marche à 60% sur ce type d’approvisionnement en brut ne permet pas de satisfaire le marché national en 2011 et génère des importations
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Option 6- Traitement d’un mélange 50% Djeno et 50% Nkossa à 85% de capacité Projet • Traiter un mélange 50% Djeno et 50% Nkossa à 85% de capacité • Installer l’unité de bitume de 7 Tonnes/h sur le résidu sous-vide de Djeno, • Le taux de marche à 85% implique un remodelage des unités existantes. Ce remodelage est toutefois moins important que dans l’option 4 avec 100% de brut Nkossa.: o Hydrotraitement de tête de 19 à 29 Tonnes/h o Hydrocracker de 14 à 17 Tonnes/h o Distillation sous vide de 40 à 52 Tonnes/h. Aspects positifs • • • • •
Permet une réduction substantielle de l’excédent de fuel lourd (ramené à 30,4% soit 283,000 Tonnes), toutefois moins importante qu’avec 100% de brut Nkossa (210,000 Tonnes) Réalise les mêmes rendements en produits blancs que l’option précédente (toutefois moins importante qu’avec 100% de brut Nkossa), Permet de profiter de l’unité de production de bitume, Dégage une augmentation de marge importante, 47,9 million US$/an (+9,5 US$/Bl), Permettrait de satisfaire le marché national en produits blancs jusqu’à environ 2018.
Aspects adverses • Difficultés pour le financement d’un investissement important, • Un risque important est celui pris sur l’augmentation des volumes de produits blancs à exporter (60,000 Tonnes de gas oil et 20,000 Tonnes d’essence en 2011) si les projets d’extension et de nouvelles raffineries sur la côte Africaine se réalisent, créant une saturation du marché à l’exportation et une baisse des prix export
2.6. Evolution recommandée Compte tenu de l’analyse des marchés nationaux et régionaux, l’objectif principal de l’évolution de la raffinerie doit rester la satisfaction du marché national en limitant à la fois les importations et les exportations. L’évolution possible du schéma de raffinage dépendra à l’évidence des possibilités de financement des investissements, toutefois il est apparu que le traitement d’un brut plus léger tel que le Nkossa permettait d’améliorer la performance de la raffinerie et limiter les investissements. Dans ces conditions il faut envisager deux scénarios possibles : ¾
Un scénario qui permet l’utilisation du brut Nkossa ou d’un brut similaire, en mélange dans une proportion optimum (évoluant dans le temps) permettant de s’adapter au mieux au marché national.
¾
Un scénario dans lequel l’approvisionnement de la raffinerie est limité au brut Djeno en raison de contraintes institutionnelles et/ou commerciales
Dans le scénario Nkossa une séquence possible est la suivante : ¾
Option 1 : installation de l’unité de production de bitume qui permet d’améliorer le rendement en produits blancs pour un investissement minimum, tout en substituant des importations coûteuses de bitume, la marche de la raffinerie reste à 60%,
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¾
Option 5 : introduction de 50% de brut Nkossa (ou brut léger similaire tel que Tilapia) dans l’approvisionnement en restant à 60% de taux de marche pour limiter les investissements,
¾
Option 6 ; passage à un taux de marche de 85% qui permet d’assurer la satisfaction du marché national jusqu’en 2018, mais nécessite de investissements importants.
Dans le cas du scénario Djeno, la séquence possible est la suivante : ¾
Option 1 : installation de l’unité de production de bitume qui permet d’améliorer le rendement en produits blancs pour un investissement minimum, tout en substituant des importations coûteuses de bitume, la marche de la raffinerie reste à 60%,
¾
Option 2 : installation d’une unité de visbreaking et passage au taux de marche de 85%. Cette option est toutefois moins intéressante que le scénario Nkossa, car l’investissement est plus important que dans l’option 6 et le rendement en produits blancs est inférieur.
La comparaison des deux séquences confirme que le scénario Nkossa est plus attractif, et permet de dégager une marge « cash » supérieure bien que le brut Djeno soit moins cher. La recherche d’une proportion optimum de Nkossa évoluant dans le temps pour suivre le marché national sera un élément clé de cette stratégie.
3. La problématique du financement et des partenariats
La facilité du financement de projets d’infrastructure du type nouvelle raffinerie ou extension de raffinerie existante (ou tout autre projet à forte intensité de capital) dépend de plusieurs facteurs : • • • •
La « qualité » de l’investissement en termes de faisabilité technique (adéquation des unités de procédés), d’adéquation au marché des produits, d’environnement de prix, de compétitivité avec les projets concurrents. La « qualité » des investisseurs en termes d’expérience au niveau de la construction, du marketing, des opérations et de leur capacité financière. La structure financière devant assurer la capacité de remboursement en devises sur la durée de vie du projet. L’environnement économique général supportant le projet d’investissement.
¾
La « qualité » de l’investissement sera liée principalement à l’assurance du marché en termes de volume et de prix, ce qui introduira un certain degré de risque sur la partie des débouchés destinés à l’exportation (contrat d’exportation de fuel oil lourd) et posera le problème de l’administration des prix sur le marché national.
¾
La « qualité » de l’investisseur (CORAF) ne devrait pas poser de problème dans la mesure où son modèle de fonctionnement est calqué sur celui des Compagnies Internationales (influence de l’assistance procurée par TOTAL). Cette qualité devra toutefois s’améliorer en suivant les recommandations faites pour accroître l’efficacité du processus de production et le niveau d’expertise.
¾
Par contre le problème de la structure financière est particulièrement critique. En raison de la rareté du capital: les projets d’infrastructure dans les pays en développement sont financés en
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grande partie de l’extérieur et le capital en devises doit être rémunéré par des montants en devises. Plus précisément la question du montage financier comporte deux dimensions : le capital propre (Equity) et la dette qui peuvent chacun être financés par des ressources domestiques où extérieures. • Une source domestique de capital propre peut être tirée de la génération interne de cash flow et dans ce cas efficacité d’opération et prix adaptés jouent un rôle important. Un investisseur étranger n’apportera du capital propre que s’il est assuré d’une rentabilité adéquate et de la possibilité d’exporter capital et dividendes. • La dette (besoins d’emprunts) peut provenir de sources domestiques ou extérieures, mais le secteur bancaire domestique au Congo comme dans la plupart des pays en développement n’est pas en mesure de financer de tels projets. • Les sources extérieures traditionnelles de financement de la dette pour les projets d’infrastructure sont donc les Agences bi-latérales et multi-latérales (Multilateral Development Banks -MDB) et les Agences de Crédit à l’Exportation (Export Credit Agencies –ECA). Mais elles exigent en général des Garanties du Gouvernement, qui sont accordées seulement aux entreprises publiques. Par contre le financement de projets privés d’infrastructure par des banques commerciales extérieures s’est largement développé depuis une dizaine d’années avec les montages complexes du type Build-Own-OperateTransfer (BOOT). ¾
L’environnement économique et sectoriel peut être décisif pour les investisseurs extérieurs qui seront particulièrement préoccupés par : •
La régulation du secteur qui doit être transparente et prédictible,
•
La pertinence du système de prix des produits qui doit permettre la récupération des coûts et la rentabilité,
•
Les arrangements pour compenser les variations de taux de change.
Les risques décrits ci-dessus s’appliquent aussi bien au capital propre qu’à la dette. Le risque au niveau de la dette peut être protégé par des garanties partielles, par la participation de la branche « secteur privé » de la MDB sous forme de co-financement. Le risque au niveau du capital propre peut être mitigé une assurance du type MIGA et une participation de la MDB dans le capital. Les problèmes du règlement de la dette nationale du Congo et les relations avec le FMI pourraient agir dans le sens d’un attrait accru pour les capitaux extérieurs, mais il est probable que le pays continuera de dépendre des prêts d’autres gouvernements (soft loans) et des prêts à faible coût des organisations multi-latérales.
Revue des sources potentielles de financement
Les partenariats public-privé Le projet de modernisation ou extension de la CORAF est un projet qui doit mobiliser un capital important à l’ echelle du secteur aval au Congo. Les bénéfices d’un tel projet se manifestent d’une manière qui oblige le Gouvernement soit à mobiliser les fonds soit à indiquer des lignes directrices et incitations très claires pour attirer le secteur privé. Le développement d’un tel projet au Congo représente donc une tâche très lourde. La recherche d’un Partenaire Stratégique est difficile dans le cas d’un projet de raffinage car la rentabilité structurelle des investissements de raffinage est faible et sensible à la forte volatilité des prix du pétrole sur le marché international. Il semble que dans le cas
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du Congo des investisseurs privés exigeraient des taux de rentabilité de l’ordre de 25% au minimum ce qui est très élevé pour ce type de projet.
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La dette Les prêts destinés aux grands projets d’infrastructure peuvent être classifiés comme officiels, bilatéraux (gouvernement à gouvernement), multilatéraux (Banque Mondiale -BM, Banque Européenne d’Investissement -BEI, Banque Africaine de Développement -BAD,..), ou privés, commerciaux (banques,…), placements (émission d’obligations,…), crédit export. ¾ Prêts Bilatéraux Des prêts peuvent être obtenus d’un autre gouvernement pour de nombreuses raisons, politiques aussi bien qu’économiques (promotion des échanges commerciaux). Certains projets d’infrastructure attirent l’intérêt bilatéral d’autres pays, et c’est particulièrement le cas de projets liés au développement de la ressource pétrole ou gaz. Par contre cet aspect jouera beaucoup moins pour un projet de raffinage, à moins que la composante exportation de produits (ou fourniture de pétrole brut) soit très importante et fasse l’objet d’accords particuliers. ¾ Financement par Crédit Export Une grande partie du coût d’extension et modernisation de la raffinerie concernera le coût d’équipements importés. Ces équipements peuvent être éligibles pour un crédit export de la part du pays qui en devient le fournisseur. C’est une forme particulière de financement bilatéral dans la mesure où ces crédits sont supportés par le gouvernement et peuvent offrir des maturités adaptées à la durée de vie des équipements (long terme). ¾ Dette Multilatérale (Multilateral Development Banks –MDB)) Les prêts multilatéraux sont la source la plus importante de financement de projets d’infrastructure dans les pays en développement. Les fonds dérivés de ces sources sont concessionnaires dans la mesure où les MDB lèvent leurs fonds par une dette avec une notation « AAA » (credit rating). Même avec l’addition d’un coût d’administration modeste, le coût de ces fonds est nettement plus bas que si les fonds avaient été empruntés directement par le pays, et ces prêts bénéficient de périodes de maturité longues qui peuvent atteindre 30 ans. Par contre les Institutions Multilatérales (BM, BEI, BAD,..) ont modifiés depuis quelques années leurs priorités en faveur de la lutte contre la pauvreté (poverty alleviation) au détriment des projets d’infrastructure en particulier dans le secteur énergie. Cet aspect peut être défavorable pour le projet de modernisation de la CORAF. ¾ Dette à partir du Marché Domestique Les possibilités d’émission d’obligations (bonds) sur le marché du Congo sont à l’évidence très limitées, et nécessitent des notations élevées (AAA). De plus leur période de maturité sera courte si bien que ce mode de financement ne sera pas adapté au cas du projet CORAF. L’autre source de financement domestique, les banques commerciales, offrent peu de possibilités pour financer de tels projets : la durée des prêts est courte et les taux d’intérêt élevés. En définitive la nature des instruments de prêt sur le marché domestique ne conviendra pas pour un projet d’infrastructure tel que le projet de modernisation de la CORAF. ¾ Dette à partir du Marché International La possibilité de recourir au marché international (prêts commerciaux ou obligations) dépend de la notation de crédit du pays (credit rating). Cette notation est encore basse dans le cas du Congo. L’accès à ce marché est considérablement facilité par les programmes de garanties offerts par les MDB. Un de ces programmes est le « B Loan program » proposé par l’International Finance Corporation (IFC – filière de la Banque Mondiale pour le secteur privé). Dans ce schéma l’IFC est le prêteur principal pour un prêt syndiqué et assure la protection des membres du syndicat ce qui rend l’opération possible. A noter que la Banque Mondiale peut également garantir des prêts commerciaux ou des émissions d’obligations.
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Le Capital Propre (Equity) ¾ Capital propre à partir du Marché Domestique La capacité de mobilisation de capital au Congo est limitée. Pour une Entreprise Publique le gouvernement peut fournir du capital propre directement de son budget ou en accroissant la génération de cash interne (en augmentant les prix administrés des produits, ce qui revient à faire payer par les consommateurs le capital injecté dans les nouveaux projets et demande du temps). La première option est à l’évidence rendue difficile en période de contraintes budgétaires. Compte tenu de la taille de l’investissement de modernisation/extension de la CORAF il est probable que la possibilité de lever du capital propre de source locale sera très limitée sinon impossible. ¾ Capital propre à partir du Marché International L’expérience dans d’autres pays montre que la participation d’un investisseur au capital propre est liée à l’intérêt direct ou indirect qu’il aura avec le projet. Si cet intérêt n’existe pas il est difficile de trouver des partenaires sincères et qualifiés. Le capital propre peut aussi être levé à travers une « Joint Venture », limitée aux Compagnies Internationales opérant déjà au Congo. L’avantage de ce type de montage est l’apport par la Compagnie Internationale de ses propres sources de financement et Agences de Crédit Export. Ce type d’opération s’est fait dans certains pays avec des Compagnies gérant des Contrats de Partage de Production de Pétrole pour des projets d’infrastructure mais rarement pour des projets spécifiques de raffinage.
Conclusions La revue précédente des différents types de sources de financement et leur adéquation possible au projet de modernisation /extension de la CORAF montre que le montage financier pour un tel projet sera particulièrement difficile. D’une manière générale il apparaît que le rôle du Gouvernement devra être important, mais que le recours à des capitaux du secteur privé pourra être majeur dans le financement du projet. Le rôle du Gouvernement devra se manifester pour : •
profiter des opportunités offertes par des liaisons bilatérales (possibilité de tirer parti des conditions d’annulation de la dette nationale si tel est le cas),
•
et favoriser l’implication d’ Agences Multilatérales (Banque Mondiale, Banque Européenne d’Investissement, Banque Africaine de Développement) bien que ce type de projet ne soit pas dans leurs priorités.
L’implication d’une Agence Multilatérale devra être recherchée dans la mesure du possible car elle permettrait d’attirer les capitaux privés et de fédérer le montage financier. En ce qui concerne le capital propre, sa part sera très faible ou inexistante. La recherche d’un Partenaire Stratégique doit être tentée bien que cela soit rendu difficile par la nature du projet et les exigences élevées de rentabilité des investisseurs. La dette devra être financée avec une approche du type « Project Financing » ou « Non Recourse Financing » qui implique que le remboursement des emprunts doit être garanti par les cash flows générés par le projet. La conséquence de cette contrainte se traduit par la nécessité de répercuter les charges financières liées au remboursement des emprunts sur les prix des produits ex raffinerie et en définitive sur les prix au consommateur, à moins que le Gouvernement ne compense par une diminution de sa fiscalité.
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4. Exemple de financement d’un projet d’extension de raffinerie
L’exemple présenté (cas de la raffinerie SAMIR au Maroc) se situe à une échelle plus importante que le cas de la CORAF, mais il montre comment l’intervention d’un investisseur privé (CORRAL) dans l’actionnariat a permis à cette raffinerie (qui était dans une situation financière difficile et avait un sérieux handicap de complexité) d’évoluer vers un schéma qui la rend compétitive avec les autres raffineries de la zone Méditerranée.
La SAMIR a lancé pour sa raffinerie de Mohammedia (6.25 million T/an) un projet majeur concernant l’installation d’un Hydrocracker de distillat et d’une unité HDS de gas oil pour produire du gas oil aux spécifications européennes (50 ppm et 10 ppm) ainsi que les unités annexes. Ce projet est actuellement en cours de construction.
Million T/an
Projet SAMIR
Capacité de la Raffinerie
6.25 Million T/an
Unités nouvelles Distillation sous vide
2.7 Million T/an
Hydrocracker
1.8 Million T/an
HDS Désulfuration Gas oil
2.7 Million T/an
Unité production de soufre
2 x 270 T/jour
Unité Hydrogène
220 T/jour
La SAMIR est maintenant une Entreprise privée avec les Actionnaires suivants : ¾ ¾
Corral : 62.27% Bourse de Casablanca : 32.73%
L’investissement total du projet s’élève à 930 million US$, financés comme suit :
Million US$ Total
100%
930
Emprunt
65%
605
Capital propre
35%
325
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La structure des emprunts est indiquée dans le tableau ci-dessous :
Ce financement présente deux caractéristiques qui sont représentatives de ce type de projet et en assurent le succès, bien que le contexte soit différent du cas de la CORAF en raison du statut totalement privé de la SAMIR: ¾
La part de capital propre est importante (35%) et entièrement financée sur les fonds propres de la SAMIR (ce qui suppose une génération interne de cash importante).
¾
Le montage des emprunts fait intervenir une Agence Multilatérale (Banque Africaine de Développement) qui facilite la participation des autres banques internationales. De plus la participation des banques nationales est importante (47% de l’emprunt total).
__________
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