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La RDC fournit 70 % du cobalt mondial, mais les exportations du métal vers les clients internationaux dépendent des ports des pays voisins. Le port de Durban en Afrique du Sud joue un rôle prépondérant dans cette chaine d’approvisionnement.

Les prix de l’hydroxyde de cobalt sur le marché asiatique ont augmenté de 18,8 % depuis début juin pour atteindre 20 172 dollars la tonne vers la fin du mois de juillet. C’est ce que révèle une note d’analyse du cabinet de recherche Benchmark Mineral Intelligence publié le 21 juillet et qui attribue cette hausse des prix à la réduction de l’offre mondiale en lien avec les problèmes logistiques au port de Durban en Afrique du Sud.

Durban est en effet le principal port utilisé pour les exportations de cobalt de la RDC, le premier producteur de ce métal essentiel aux batteries lithium-ion. Or, une pénurie de camions ralentit actuellement le flux de marchandises depuis la RDC vers ce port.

Il faut souligner que ce n’est pas la première fois que les problèmes dans la chaine logistique liée à l’exportation du cobalt congolais via l’Afrique du Sud affectent les prix mondiaux. Entre fin 2020 et début 2021, les prix du cobalt ont grimpé en Chine alors que le marché s’inquiétait d’éventuelles restrictions aux frontières sud-africaines, destinées à freiner la propagation du coronavirus.

Alors que la RDC devrait jouer un rôle prépondérant dans la transition énergétique avec sa production de cobalt, mais aussi de cuivre, d’autres points d’expéditions sont donc actuellement envisagés pour réduire la dépendance du pays vis-à-vis du port sud-africain.

Pour sécuriser l’approvisionnement mondial en cuivre, les États-Unis prévoient ainsi d’investir 250 millions de dollars dans le développement du corridor ferroviaire de Lobito et favoriser par-là les exportations congolaises via l’Angola et le port de Lobito.

Emiliano Tossou

Source : Agence Ecofin

En 2022, la mine Venetia a livré plus de la moitié des 9,66 millions de carats produits en Afrique du Sud. Alors que l’exploitation à ciel ouvert s’est arrêtée, son propriétaire De Beers devrait continuer à y produire des diamants jusqu’en 2045 au moins, grâce aux réserves souterraines.

La production souterraine a commencé à Venetia, la principale mine de diamants d’Afrique du Sud. C’est l’annonce faite le 25 juillet par son propriétaire De Beers qui précise que les travaux de construction de ce projet à 2,3 milliards de dollars sont désormais achevés à 70 %.

Durant trois décennies, Venetia a été exploitée comme une mine à ciel ouvert, mais l’épuisement progressif des ressources a poussé la compagnie à lancer en 2012 un projet destiné à accéder aux réserves souterraines. Alors que l’exploitation à ciel ouvert s’est arrêtée en décembre 2022, l’exploitation souterraine devrait permettre de prolonger la durée de vie de Venetia jusqu’en 2045 au moins, avec une production annuelle estimée à 4 millions de carats.

« L’investissement dans l’exploitation souterraine de la mine de classe mondiale de Venetia renforce la production mondiale du groupe De Beers à long terme et témoigne de notre engagement envers l’Afrique du Sud », a commenté Moses Madondo, directeur général des opérations gérées par le groupe De Beers.

Selon les données du Processus de Kimberley, l’Afrique du Sud est le troisième producteur africain de diamants, avec 9,66 millions de carats livrés par ses mines en 2022. La mine Venetia y a contribué avec 5,5 millions de carats livrés, indique le rapport annuel d’Anglo American, maison mère du groupe De Beers.

Emiliano Tossou

Source : Agence Ecofin

Goldman Sachs s’appuie sur de nombreux facteurs fondamentaux comme la réduction de la production et des exportations de l’OPEP et des alliés pour anticiper une hausse conséquente du prix de l’or noir sur les marchés.

Les prix du pétrole devraient atteindre 86 dollars le baril d’ici la fin de l’année, contre 80 dollars actuellement, le marché étant confronté à un déficit important dû à une demande de pétrole record et à une offre réduite. C’est ce que suggère Goldman Sachs, dans une étude publiée le lundi 24 juillet.

Daan Struyven, responsable de la recherche pétrolière chez Goldman Sachs, a déclaré que le troisième trimestre serait marqué par des déficits de près de 2 millions de barils par jour, alors que la demande atteindra un niveau record avant fin septembre. Ladite hausse de la demande se fera persistante au fur et à mesure que dureront les nouvelles politiques de réduction de l’offre de l’OPEP et de ses alliés.

« Les réductions de la production et des exportations de l’OPEP+, associées à un ralentissement de la croissance de la production pétrolière aux États-Unis, contribueront à des déficits substantiels au troisième trimestre », a expliqué la Banque.

La semaine dernière, le nombre d’appareils de forage aux États-Unis est tombé à 669, ce qui représente plus de 100 appareils de forage non actifs depuis le début de l’année. Cela suggère un ralentissement de la demande de forage sur le marché nord-américain et équivaut à une chute programmée de la production américaine.

En outre, un autre facteur fondamental est la baisse des exportations russes de pétrole pour la deuxième semaine consécutive, atteignant leur niveau le plus bas depuis un mois et demi. Par ailleurs, la Russie se prépare à réduire ses exportations de pétrole de 500 000 barils par jour en août.

De même, les exportations de pétrole brut de l’Arabie saoudite sont tombées sous la barre des 7 millions de barils par jour en mai, le pays ayant réduit sa production d’un million de barils par jour en juillet et en août.

Olivier de Souza

Source : Agence Ecofin

Quatre jours avant la distribution des factures, le gouvernement camerounais a suspendu la décision de GDC d’augmenter les prix du gaz industriel. L’entreprise a toutefois rejeté cette décision, affirmant que les dispositions du code pétrolier mis en avant par le gouvernement ne lui étaient pas opposables.

Le 17 juillet 2023, la société Gaz du Cameroun (GDC), qui fournit du gaz naturel à une trentaine d’entreprises industrielles dans la ville de Douala, a fait tenir à ses clients leurs factures du mois de juin 2023. Celles-ci révèlent une hausse des tarifs de 20% du gaz consommé par ces unités industrielles, conformément à la décision prise par cette filiale du britannique Victoria & Gas (VOG), de revoir sa tarification à la hausse, à compter du 1er juin 2023, en raison de l’explosion de ses propres coûts de production.

« Nous comprenons que vous puissiez avoir des inquiétudes concernant l’ajustement des prix. Par conséquent, nous vous invitons à adresser une correspondance à GDC au plus tard le 21 juillet 2023, en indiquant vos jours de disponibilité et les horaires proposés pour un rendez-vous, si vous avez des questions concernant la facture en question. Comme mentionné précédemment, l’ajustement des prix a été une décision difficile à prendre, et nous sommes conscients que ce changement peut affecter certains de nos précieux clients », écrit Éric Friend, le Managing Director de GDC, dans la lettre qui accompagne les factures envoyées aux clients de son entreprise.

En adressant à ses clients de la zone industrielle de Douala-Bassa des factures intégrant une revalorisation des prix de 20%, GDC se met ainsi dans une position de défiance vis-à-vis du gouvernement camerounais. En effet, le 13 juillet 2023, c’est-à-dire quatre jours seulement avant la distribution des factures sus-mentionnées, le ministre du Commerce, Luc Magloire Mbarga Atangana, a, au sortir d’une réunion de concertation entre le gouvernement, les clients de GDC et l’entreprise gazière elle-même, suspendu la décision de la filiale de VOG d’augmenter les prix du gaz industriel. Motif : non-respect du dispositif règlementaire en vigueur en matière d’augmentation des prix du gaz naturel sur le marché domestique.

Farouchement opposé à cette augmentation des prix depuis l’annonce de la décision prise par GDC le 15 mai 2023, le ministre Mbarga Atangana, dans au moins deux lettres auxquelles Investir au Cameroun a pu avoir accès, a dans un premier temps fait savoir aux responsables de GDC que conformément au Code pétrolier de 2019 et son décret d’application du 4 mai 2023, « le prix du gaz naturel commercialisé sur le marché domestique est soumis à la procédure d’homologation préalable ». Cette procédure, qui ne s’accommode pas d’augmentations unilatérales, comme celle effectuée par GDC, impose une analyse préalable du projet d’augmentation des prix par le ministère du Commerce, qui peut par la suite l’approuver, l’ajuster ou simplement le rejeter.

Bras de fer

Pour défendre leur position au cours de la réunion de concertation du 13 juillet 2023 à Yaoundé, apprend-on de sources autorisées, les responsables de Gaz du Cameroun ont fait savoir au gouvernement que les dispositions du Code pétrolier de 2019 et de son décret d’application de 2023 ne leur étaient pas opposables. Et qu’ils ne sont liés qu’aux dispositions de la convention d’investissement signée en 2009 avec l’État du Cameroun.

Face à cette manière de rejeter l’obligation d’homologation préalable des prix que leur imposait alors le gouvernement en invoquant le Code pétrolier de 2019, le ministre du Commerce a brandi à l’entreprise gazière une disposition de la convention d’investissement excipée par GDC. Celle-ci lui impose également de négocier préalablement avec l’État, notamment la Société nationale des hydrocarbures (SNH) et le ministère des Mines, avant toute augmentation des prix sur le marché domestique.

C’est fort de cette disposition que le ministre Mbarga Atangana a suspendu la décision de GDC de revaloriser ses tarifs aux industriels à compter du 1er juin 2023. Et a invité cette entreprise à se conformer à la règlementation en vigueur dans le pays. Soit en se conformant aux dispositions du Code pétrolier de 2019, qui impose la procédure d’homologation préalable des prix par le ministère du Commerce avant toute augmentation ; soit en respectant la convention d’investissement signée avec l’État en 2009, qui préconise une négociation préalable entre l’État et le producteur du gaz, avant toute revalorisation des prix. Mais la filiale camerounaise de VOG n’a pas cru devoir retranscrire cette décision gouvernementale dans les factures du mois de juin 2023, durcissant ainsi son bras de fer avec l’État et ses clients sur ce dossier, indique Investir au Cameroun.

Brice R. Mbodiam

Source : Agence Ecofin

Ces dernières années les grandes compagnies pétrolières ont réalisé des investissements importants dans le segment aval, en particulier dans la pétrochimie.

Une analyse des dynamiques du segment aval de l’industrie pétrolière globale publiée le lundi 24 juillet révèle les performances négatives des activités liées au domaine de la pétrochimie. L’enquête indique une baisse des marges bénéficiaires générées par ces opérations.

Ceci est essentiellement lié à la période de marasme que connaît le segment pétrochimique depuis quelques mois. Ce déclin des performances est d’abord attribué à l’offre excédentaire de nouvelles usines aux États-Unis et en Chine.

Les analystes évoquent par ailleurs la fin de la pandémie de Covid-19 qui a affecté ce segment du fait de la diminution de la demande de produits pétrochimiques, elle-même résultant d’une baisse de l’utilisation des masques jetables et des équipements médicaux. Une situation renforcée par le ralentissement de la croissance économique mondiale.

Avec la chute de la demande de produits à base de plastique et de caoutchouc, les majors pétrolières comme Exxon Mobil, Shell, TotalEnergies et BP font face à un retour sur investissement plus faible.

Pour autant, ces multinationales affichent des bénéfices combinés substantiels, même s’ils sont inférieurs à ceux du trimestre précédent et que dans les circonstances actuelles, les perspectives de croissance de ces opérations pétrochimiques restent limitées, car les nouvelles capacités de production d’éthylène dépassent la demande, en particulier en Chine.

Abdel-Latif Boureima

Source : Agence Ecofin

Initialement détenue par les multinationales Shell et BP, la raffinerie de Mombasa avait été cédée en 2016, à Essar Energy Overseas Limited, avant de passer sous la gestion de l’État en 2017.

Au Kenya, Tom Mailu, le directeur général par intérim de la Kenya Petroleum Refineries Limited (KPRL), compagnie exploitant une raffinerie de brut à Mombasa dans le Sud kényan, a annoncé vendredi 21 juillet, que la propriété de l’installation devrait être transférée à la Kenya Pipeline Company (KPC).

L’entreprise d’État, chargée de la distribution des produits pétroliers, avait exprimé son intérêt à acquérir la raffinerie pour en relancer les opérations suspendues depuis plusieurs années. Selon le responsable, la KPC a reçu l’aval des autorités pour acquérir l’installation qui, jusqu’ici, était entièrement détenue par le Trésor national kényan.

Les deux entités appartenant à l’État kényan, la transaction devrait se réaliser sans aucune charge financière particulière. Ainsi, l’entièreté des 100 % de droits d’exploitation de la raffinerie actuellement détenus par le Trésor kényan sera transférée à la KPC.

Pour Tom Mailu, cette transaction représente une étape cruciale dans la politique de renforcement du dispositif d’approvisionnement du Kenya en produits pétroliers. La mesure devrait par ailleurs accroître la valeur de l’installation tout en améliorant la sécurité énergétique du pays qui fait régulièrement face à des pénuries qui affectent le prix du carburant à la pompe.

Abdel-Latif Boureima

Source : Agence Ecofin

ClientEarth affirme que la stratégie actuelle de transition climatique de Shell ne lui permet pas d’atteindre son objectif d’émissions nettes de carbone nulles d’ici à 2050, et accuse ses administrateurs d’avoir manqué à leurs obligations envers les actionnaires.

ClientEarth est une association composée d’investisseurs qui comptent parmi les plus importants de Shell. L’organisation est à but non lucratif et promeut la défense des enjeux climatiques. En mai dernier, elle a intenté une action en justice contre la compagnie, au sujet de sa stratégie climatique.

La juridiction a alors refusé de donner l’autorisation de porter l’affaire devant les tribunaux. Récemment, ClientEarth a relancé le processus visant à forcer la main à Shell, mais une nouvelle fois, la Haute Cour britannique a bloqué l’action.

Selon le délibéré du juge William Trower, en charge de l’affaire « la gestion d’une entreprise aussi vaste et complexe que Shell nécessite la prise en compte d’une série de considérations concurrentes, dans lesquelles les tribunaux ne devraient pas intervenir ».

ClientEarth a fait part de sa déception et de son intention de faire appel. Selon Paul Benson, avocat principal de ClientEarth, « l’incapacité de Shell à prendre des mesures décisives pour se préparer à la transition énergétique en cours met en péril la viabilité commerciale de l’entreprise et constitue, selon lui, un manquement aux obligations du Conseil d’administration ».

Réagissant à la décision, un porte-parole de Shell a affirmé que la décision du tribunal réaffirme les défauts fondamentaux de la plainte. Il a également souligné que les administrateurs de l’entreprise ont toujours agi dans le meilleur intérêt de Shell, en jonglant avec de multiples facteurs concurrents.

Si l’action en justice avait été autorisée, elle aurait pu créer une jurisprudence qui permettrait aux investisseurs d’autres entreprises de poursuivre les Conseils d’administration qui, selon eux, ne gèrent pas correctement les risques liés au climat.

Olivier de Souza

Source : Agence Ecofin

L’exploration aurifère en Afrique est dominée par les compagnies basées en Australie, si l’on en croit les données d’Ecofin Pro, la plateforme de l’Agence Ecofin destinée aux professionnels. L’une d’entre elles accélère les travaux pour développer un nouveau projet en Namibie.

En Namibie, la société WIA Gold a indiqué lundi 24 juillet vouloir accélérer les travaux de forages pour accroître les ressources de son projet aurifère Kokoseb situé à environ 320 km de la capitale Windhoek. Elle financera les travaux grâce à une levée de fonds de 11 millions de dollars australiens qui seront mobilisés grâce à une émission d’actions non transférables.

Les forages prévus cibleront dans un premier temps l’extension latérale des zones du gisement Kokoseb, puis permettront également de tester de nouvelles zones potentiellement prometteuses sur le même gisement. « Les résultats impressionnants de l’exploration en cours à Kokoseb exigent que nous accélérions nos activités de forage de croissance dans cette zone », a commenté le président de la société, Andrew Pardey.

Selon lui, la compagnie basée en Australie et cotée à la bourse ASX espère concrétiser rapidement le potentiel de croissance latent à Kokoseb. Elle cherche aussi à réaliser de nouvelles découvertes aurifères à valeur ajoutée sur ses autres prospects en Namibie et en Côte d’Ivoire. Pour rappel, son portefeuille ivoirien comprend plusieurs projets d’exploration aurifère à savoir Mankono, Bouaflé, Bocanda ou encore Issia. 

Source : Agence Ecofin

En 2022, la RDC a exporté 32 854 tonnes d’étain pour une valeur totale de 429 millions $. La compagnie minière Alphamin Resources domine le secteur avec 93 % des exportations d’étain industriel et 70 % des exportations totales (industrielles et artisanales).

Au deuxième trimestre de l’année civile 2023, les opérations d’Alphamin, leader de l’étain en RDC, ont livré 3 151 tonnes. Ce volume, en légère baisse de 1 % par rapport au premier trimestre durant lequel la compagnie avait dépassé ses prévisions, porte la production d’étain du semestre clos en juin à 6 338 tonnes.

Si la compagnie continue sur ce rythme, elle pourrait dépasser les prévisions du marché (12 000 tonnes) pour ses opérations sur l’ensemble de l’année. Si la production au deuxième trimestre était en accord avec les objectifs fixés, les ventes ont quant à elles baissé de 3% à 3 068 tonnes pendant que le prix moyen de vente du métal était de 25 587 dollars la tonne.

La compagnie a indiqué que la baisse des ventes et des prix a eu un impact sur l’EBITDA de la période, estimé à 35,4 millions USD, soit 6 millions USD de moins que le trimestre précédent.

Rappelons qu’Alphamin représente environ 4 % de l’approvisionnement mondial d’étain, grâce à une capacité de production annuelle d’environ 12 000 tonnes, qu’elle veut porter à environ 20 000 tonnes à partir de décembre 2023.

Source : Agence Ecofin