Cadre juridique
Le Code Pétrolier constitue le principal cadre juridique régissant les activités du secteur pétrolier amont et celles de transport des hydrocarbures sur le territoire de la République du Niger.
Les activités actuellement en cours au Niger sont régies par les codes pétroliers (Lois et Décrets d’application) des années 2007 et 2017, respectivement :
- la Loi n° 2007-01 du 31 janvier 2007 portant Code Pétrolier ;
- le Décret n° 2007-082/PRN/MPE du 28 mars 2007 fixant les modalités d’application de la Loi n° 2007-01 du 31 janvier 2007 portant Code Pétrolier ;
- la Loi n°2017-63 du 14 août 2017 portant Code Pétrolier
- le Décret n° 2018-659/PRN/MPE du 25 septembre 2018 fixant les modalités d’application de la Loi n °2017-63 ;
En plus du Code Pétrolier, il existe d’autres textes législatifs et réglementaires qui régissent le secteur des hydrocarbures au Niger, notamment :
- le Code Général des Impôts ;
- la Loi n°2018-19 du 27 avril 2018 portant Code des Douanes National ;
- le Code du travail, et
- les textes régissant la gestion de l’environnement au Niger.
Cadre institutionnel
Le Ministère en charge des hydrocarbures est l’entité responsable de la promotion et du contrôle des activités de prospection et d’exploitation des hydrocarbures au Niger. Le Ministère est également responsable de la mise en œuvre et du suivi de la politique du Gouvernement et de l’élaboration des dispositions législatives et réglementaires applicables au secteur des hydrocarbures.
Pour l’accomplissement de ses missions, le Ministère en charge des hydrocarbures est organisé, aux termes du décret N° 2022-458/PRN/MPe du 2 juin 2022, comme suit :
- L’administration centrale ;
- Les services déconcentrés ;
- Les services décentralisés et
- Les programmes et les projets publics.
L’administration centrale comprend :
- Le Cabinet du Ministre ;
- Le Secrétariat Général ;
- L’Inspection Générale des Services ;
- La Direction Générale des Hydrocarbures (DGH), composée de :
- La Direction de l’Exploration et de la Promotion Pétrolière (DEPP) ;
- La Direction de l’Exploitation et des Infrastructures Pétrolières (DEIP) ;
- La Direction du Raffinage et de la Distribution des Hydrocarbures (DRDH) ;
- La Direction de l’Information Pétrolière (DIP) ;
- La Direction de la Préservation de l’Environnement, de la Santé et de la Sécurité (DPESS).
- La Direction Générale de l’Economie et des Investissements Pétroliers DGEIP), composée de :
- La Direction de l’Economie et de la Fiscalité Pétrolière (DEFP) ;
- La Direction des Investissements Pétroliers (DINP),
- La Direction du Suivi des Conventions et Contrats Pétroliers (DSCCP) ;
- Les Directions Nationales d’Appui, au nombre de six (6) :
- La Direction des Ressources Financières et du Matériel (DRFM) ;
- La Direction de la Législation (DL) ;
- La Direction des Etudes, de la Programmation et des Statistiques (DEPS) ;
- La Direction des ressources Humaines (DRH) ;
- La Direction des Marchés Publics et des Délégation de Service Public (DMP/DSP) ;
- La Direction des Archives, de l’Information, de la Documentation et de Relations Publiques (DAID/RP).
Le Ministère du Pétrole assure d’autre part la tutelle technique de la Société Nigérienne de Pétrole (SONIDEP).
Historique de la recherche pétrolière
Les travaux de recherches pétrolières ont commencé au Niger dans les années 1950 par la prospection géologique de terrain dans le bassin de Djado (1957-1958) et le bassin des Iullemeden (1958-1959).
Les premiers travaux d’exploration ont été menés au début des années 1960 par PETROPAR (PREPA, CEP) par des travaux géophysiques dans le Djado et dans la région de Talak-Tamesna, puis le forage de 9 puits entre 1962 et 1964.
Dans les années 1970, un permis d’exploration est attribué à GLOBAL ENERGY et SUN OÏL dans le bassin des Iullemeden et un puits a été foré en 1975 (Combretoum 1). Pendant la même période (1970-1979), CONOCO mène des travaux d’exploration dans le Manga (région du Lac) et réalise un puits en 1975 (N’guel Edji 1).
Dans le bassin d’Agadem, c’est TEXACO, puis ESSO qui vont mener des travaux d’exploration de 1970 à 1980. Dix (10) puits seront forés.
A partir de 1978, la société ELF AQUITAINE (SNEA) mène des travaux d’exploration dans le bassin des Iullemeden et dans la région de Bilma. Les premières découvertes de niveaux à huile sont réalisées sur le puits Madama 1sur le Permis Agadem en 1975.
A partir de l’année 1980, les activités d’exploration vont se concentrer sur le bassin du Tchad avec, dans un premier temps, la réalisation de six (6) forages d’exploration par la société ELF AQUITAINE sur le Permis Agadem entre 1982 et 1984.
En 1985, le Permis Agadem Bloc 1 est octroyé à l’association ESSO-ELF, et entre 1990 et 1994, ESSO cinq (5) puits d’exploration sont réalisés, dont quatre (4) se révèlent être des découvertes. Après renouvellement en 1996, ESSO, en tant qu’opérateur, réalisera trois autres forages entre 1997 et 1998.
Deux (2) permis sont attribués respectivement à HUNT OÏL COMPANY dans le bassin du Djado en 1992, et à T.G. WORLD ENERGY sur les grabens de Termit Ouest et du Ténéré en 1997. Trois (3) forages ont été réalisés par HUNT OÏL sur le Permis de Djado en 1999-2000.
Après le retrait d’ELF, ESSO est rejoint en 2001 dans l’exploration d’Agadembloc 1 par la compagnie PETRONAS.
Dans la région des grabens, les permis Ténéré et Bilma sont attribués à la compagnie chinoise CNPC International en 2003, et en 2005 c’est la compagnie algérienne SONATRACH qui se voit attribuer le bloc Kafra.
Enfin, après l’expiration du permis détenu par ESSO et PETRONAS en 2006, le bloc Agadem est octroyé à CNPC International en 2008 dans la cadre d’un contrat de partage de production (CPP), le premier du genre dans le pays.
La première Autorisation Exclusive d’Exploitation (AEE1) a été octroyée à la société CNPCNPen août 2010 pour l’exploitation de 3 gisements sur le bloc Agadem, et en 2011 débute l’exploitation du pétrole brut au Niger par la mise en production des gisements de Gouméri, Sokoret Agadi (Décret n° 2010-630/PCSRD/MM/E du 19 août 2010).
Au cours de la même année 2011, sont mises en exploitation la raffinerie de Zinder (SORAZ) d’une capacité de 20 000 barils par jour, et le pipeline Agadem-SORAZ, d’une longueur de 462,5 km, pour l’approvisionnement de la raffinerie.
Une deuxième Autorisation Exclusive d’Exploitation (AEE2) a été octroyée à CNPCNPen novembre 2013.
Les rendus R1 et R2 d’Agadembloc 1en 2014, puis les rendus R3 et R4 en 2015sont attribués à la compagnie SAVANNAH Energy.
Une dernière Autorisation Exclusive d’Exploitation (la Grande AEE), regroupant l’AEE1, l’AEE2 et 50 nouveaux gisements, a été octroyée à CNPCNPen juin 2018.
En février 2022, de nouveaux contrats, régis par le Code Pétrolier de 2017, ont été signées avec les compagnies SAVANNAH Energyet SIPEX, respectivement pour le bloc R1234 et le bloc Kafra.
Contexte géologique
Le potentiel pétrolier du Niger est lié à deux aires sédimentaires, distinctes d’un point de vuestructurale et sédimentaire, séparées par le Massif de l’Aïr, prolongement méridional du socle du Hoggar (séparé de ce dernier par le fossé dévonien d’In Azaoua) qui s’étend vers le Sud sur 700 km, avant de s’ennoyer, par le jeu de failles subéquatoriales sous le Crétacé du seuil du Damergou.Il s’agit du bassin occidental dit bassin des Iullemeden et du bassin oriental dit bassin du Tchad.
Le bassin des lullemeden (360 000 km² au Niger), prolongement vers le sud des vastes bassins paléozoïques algériens, est une vaste synéclise bordée par les socles du Hoggar au Nord, de l’Adrar des Iforas à l’Ouest, du Gourma et Liptako au Sud-Ouest, du Dahoméen au Sud. Ces bordures sont interrompues à l’Ouest par le graben de Gao(Mali) et au Sud par le graben de Kandi. Ce bassin est rempli de sédiments d’âge paléozoïquesur une épaisseur de 1500 à 2000 mètres(affleurant dans le Ténéré du Tamesna au Nord) à tertiaire.
La configuration structurale, assez peu connue, est supposée être contrôlée principalement par un système de blocs faillés d’orientation Nord-Sud. Les données géophysiques laissent suggérer la présence de grabens profonds dans la partie Sud-Est du bassin.
Le bassin oriental, encadré par le massif de l’Aïr à l’Est et le Tibesti à l’Ouest, est quant à lui caractérisé par deux systèmes au plan structural :
– Le bassin du Djado au Nord-Est, synclinorium d’âge paléozoïque qui correspond à l’extrémité méridionale du Bassin libyen de Mourzouk, et qui s’étend au Niger sur plus de 300 Km depuis la frontière avec la Libye jusqu’au périclinal dessiné dans les formations post-Dévonien inférieur ;
– un système de grabens, fossés d’effondrement faisant partie du système de rifts ouest africain (West African Rift system) remplis de sédiments à alternances de grès et d’argiles d’âge crétacé à tertiaire, pouvant atteindre 10.000 mètres et s’étendant sur plus de 1000 km de la frontière algérienne au lac Tchad.
Les fossés d’effondrement du bassin oriental et le Bassin paléozoïque du Djado ont une orientation régionale NNW-SSE.
Le système de grabens du bassin oriental est contrôlé par un réseau de failles orientées N.S, NNW- SSE et NW- SE agissant différemment dans le temps et dans l’espace, soit en compression ou en distension.
Les activités de recherche se sont concentrées principalement sur le bassin oriental et ont abouti à ce jour à la découverte de réserves récupérables évaluées à plus d’un milliard de barils de pétrole brutdans la zone d’Agadem.
INFRASTRUCTURES
Installations de production
Les installations de production existantes sur le bloc Agadem, mises en service en 2011, se composent de :
- un (1) centre principal de traitement du pétrole brut, CPF (Central Processing facilities), au niveau du champ de Gouméri, et
- un (1) centre secondaire de traitement du pétrole brut, FPF (Field Processing facilities), au niveau du champ de Sokor.
Quatre (4) collecteurs de fluides (OGM : Oil Gathering Manifold) ont été construits sur le champ de Gouméri, et un (1) OGM sur le champ de Sokor.
Le pétrole brut issu du champ de Sokor esttransporté au CPF à Gouméri dans des canalisations de 12” de diamètre, sur une longueur de 58 km.Dans le sens inverse, des canalisations de diamètre 6” transportent le gaz naturel du CPF de Gouméri au site de Sokor,pour les besoins de production d’énergie.
Toute la production de la première phase d’exploitation du bloc Agadem est destinée à l’approvisionnement de la raffinerie de Zinder (SORAZ).
Le pipeline Agadem-Zinder
Destiné à transporter exclusivement le pétrole brut du bloc Agadem à la raffinerie de Zinder (SORAZ), le pipeline Agadem-Zinder a été conçu et adapté à la capacité de cette dernière. Elle a une capacité de transport d’un million de tonnes de pétrole brut par an.
D’une longueur de 462.5 km et de diamètre de 12”, elle est composée de cinq stations intermédiaires de pompage, en plus de la station initiale à Gouméri, et de la station terminale à Zinder.
Le pipeline Agadem-Zinder a été mis en exploitation Le 08 Octobre2011.
PIPELINE EXPORT NIGER-BENIN (PENB)
D’une longueur totale de 1950 km dont 1275 km au Niger et 675 km au Bénin, et de diamètre 20 pouces (50,8 cm), le Pipeline Export Niger-Bénin (PENB) part de Koulélé, première station dans le bloc d’Agadem au Sud-Est du Niger, et se termine à Sèmè, station terminale dans la commune de l’Ouémé, sur le littoral du Bénin. La capacité maximale du PENB est de 180 000 barils/jour.
Il comportera 9 stations de pompage dont 6 au Niger et 3 au Bénin, ainsi que 59 salles de vannes. Deux pipelines sous-marins et un système d’amarrage à point unique de 160000 tonnes seront également construitsen mer.
Le coût de construction du PENB est de 4 milliards de Dollars.
Le taux d’avancement global du projet au début du mois de février 2023 est de 70 %.
A sa mise en exploitation prévue en fin 2023/début 2024, ce seront 90 000 barils de pétrole brut qui seront transportés quotidiennement à travers le PENB, la production nationale passera alors à 110 000 barils/jour.
C’est la société WAPCONiger (West African Pipeline Company-Niger), filiale de droit nigérien de China National Oil and Gas Exploration and DevelopmentCompany (CNODC), qui est en charge de la construction, de l’exploitation, de l’entretien et de la gestion du Pipeline Export Niger-Bénin.
WAPCO Niger est détentrice d’une Autorisation de Transport Intérieur (ATI) attribuée par l’Etat du Niger le 10 janvier 2020.
Le 23 janvier 2019, la République du Niger et la République du Bénin ont signé un accord bilatéral relatif à la construction et à l’exploitation d’un système de transport des hydrocarbures par pipeline.
Le 15 septembre 2019, la République du Niger et WAPCO ont signé une convention de transport relative au système de transport par canalisations des hydrocarbures Niger-Bénin (PENB).
La loi relative à la construction et à l’exploitation sur le territoire de la République du Niger du système de transport des hydrocarbures par canalisation Niger-Bénin a été promulguée le 25 juin 2020.
WAPCO Niger détient 85 % de participation dans le PENB, et l’Etat du Niger 15 %.
La raffinerie de Zinder (SORAZ)
Inaugurée le 28 novembre 2011, la Société de Raffinage de Zinder (SORAZ) a une capacité de traitement d’un million de tonnes de pétrole brut par an (20 000 barils par jour). Le pétrole brut, en provenance du Bloc Agadem, est transporté à travers un oléoduc d’une longueur de 462.5 km.
Le schéma de traitement est le suivant : Distillation atmosphérique + Craquage catalytique de mazout + Reformage + Hydrotraitement de diesel
La raffinerie de Zinder est composée de cinq (5) unités principales :
- Une unité de distillation atmosphérique ;
- Une unité de craquage catalytique ;
- Une unité de Reformage semi-régénératif ;
- Une unité de d’hydrotraitement (hydrocracking) ;
- Une centrale électrique.
Les produits principaux issus du raffinage sont l’essence, le diesel et le GPL.
Le capital social de la SORAZ est détenu à CNPC 60% par CNPC, et à 40% par l’Etat du Niger.
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