(Agence Ecofin) – En février, la compagnie pétrolière VAALCO Energy, active notamment au Gabon, a suspendu les opérations de production d’huile liées au champ Baobab, situé au large des côtes de la Côte d’Ivoire. Une relance du site est attendue dans les prochains mois.
Depuis quelques mois, la compagnie pétrolière VAALCO Energy, basée aux États-Unis, s’est engagée dans la valorisation du gisement pétrolier offshore Baobab situé dans le bloc CI-40, à travers des travaux de rénovation de la plateforme flottante (FPSO) d’exploitation du site. Une stratégie qui interroge au regard de la production marginale du site, qui, selon des données de Global Data, a déjà récupéré environ 74 % de ses réserves exploitables totales.
En dépit d’un plateau de production qui a affiché en moyenne 2891 barils équivalents pétrole par jour (bep/j) au premier trimestre 2025, avant l’interruption des opérations sur le site, VAALCO a sécurisé l’exploitation du gisement jusqu’en 2038. Si l’entreprise choisit de miser sur Baobab, malgré une production modeste comparée au champ Baleine opéré par ENI, qui vise 150 000 b/j à l’horizon 2027, c’est en raison d’un modèle économique plus sobre.
Un choix dicté par l’économie des projets matures
Selon PlantFCE, une suite d’outils intégrés conçue pour l’estimation des coûts dans les projets industriels, la rénovation complète d’un FPSO existant, incluant inspection, renforcement et modernisation, coûte entre 200 et 600 millions de dollars, selon l’état de l’unité. À titre de comparaison, le fournisseur de données sur l’énergie Rystad Energy estime qu’une plateforme flottante neuve dépasse généralement 2 milliards de dollars.
Ainsi, en rénovant un actif déjà amorti, VAALCO réduit ses coûts et maintient la rentabilité du champ Baobab, malgré une production limitée. Ce modèle repose sur la prolongation d’infrastructures existantes, dont les charges fixes sont déjà absorbées, permettant de générer des flux de trésorerie réguliers sans viser une hausse des volumes.
Dans cette logique, la rénovation d’un FPSO constitue un levier d’optimisation particulièrement adapté aux champs marginaux. Pour des opérateurs comme VAALCO, cette option permet de prolonger la durée d’exploitation à moindre coût, tout en sécurisant un retour sur investissement stable.
Une tendance partagée dans l’offshore africain
La compagnie n’est d’ailleurs pas un cas isolé. En Côte d’Ivoire, la société canadienne CNR International, opérateur du champ Espoir, poursuit également l’exploitation d’un FPSO ancien, Espoir ivoirien. En service depuis 2002, il a fait l’objet de plusieurs interventions techniques destinées à prolonger sa durée de vie, incluant des mises à niveau des équipements de traitement, de sécurité et de maintenance, désormais assurées par Petrofac.
En Angola, TotalEnergies, opérateur du bloc 17, suit une approche comparable. Les FPSO déployés sur les champs de brut Dalia et CLOV ont bénéficié d’extensions de licence. Ces prolongations s’accompagnent de programmes dits « brownfield », incluant la modernisation des installations, des forages complémentaires et des travaux de maintenance lourde, afin d’étendre la durée d’exploitation.
Mais si cette approche permet aux compagnies pétrolières d’éviter d’investir dans de nouvelles installations très coûteuses, elle pose aussi plusieurs contraintes techniques. Selon Rystad Energy, l’âge moyen des unités flottantes dépasse aujourd’hui 27 ans, contre 22 ans en 2010. Plus elles vieillissent, plus les coûts d’entretien augmentent, et plus le risque de panne s’élève.
Cela oblige les opérateurs à renforcer la surveillance technique et à multiplier les réparations pour éviter des interruptions de production. Ces opérations, bien que moins coûteuses qu’une infrastructure neuve, peuvent tout de même entraîner des surcoûts importants en cas de défaut.
Abdel-Latif Boureima
Édité par Wilfried ASSOGBA
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