Accident Prospector 5 : qui paiera la facture du naufrage ?

Le naufrage de l’unité de forage de Borr Drilling, samedi 24 octobre au large de Mayumba, a laissé cinq personnes portées disparues selon le bilan officiel. Au-delà du drame humain, l’accident interrompt la production du permis Dussafu. Il ouvre une équation financière où le foreur, l’opérateur, les assureurs et l’État gabonais ont chacun beaucoup à perdre.

Le bilan reste provisoire. Selon Borr Drilling et le gouvernement, 115 personnes se trouvaient à bord du Prospector 5 lorsque l’accident s’est produit, vers 20 h 37. Cent dix ont été secourues. Dans sa déclaration du 25 octobre, le gouvernement fait état de cinq disparus : trois Gabonais, un ressortissant indien et un ressortissant croate.  Les autorités maintiennent que les recherches se poursuivent, avec l’appui de la Marine nationale congolaise, selon le gouvernement.

Un rig mobile, pas une plateforme de production

Le Prospector 5 n’est pas une installation permanente. Construite en 2014, cette unité autoélévatrice (jack-up) prend appui sur des pieds qu’elle descend jusqu’au fond marin. Elle se mettait en position pour une campagne de forage lorsque, selon les premières informations de Borr Drilling, un poinçonnement est survenu pendant le préchargement. Le sol a cédé sous la structure, ce qui a entraîné la perte de stabilité, puis le naufrage. Le rig n’avait pas encore commencé à forer. Selon le gouvernement, la plateforme de production MaBoMo était à l’arrêt au moment de l’accident.

Le gouvernement a mis en place une cellule de crise présidée par le ministre du Pétrole et du Gaz, et annoncé une enquête sur les circonstances, les causes et les responsabilités de l’accident. Il indique qu’aucune pollution aux hydrocarbures n’a été constatée à ce jour. Il maintient toutefois une surveillance et des moyens d’intervention, en raison des 280 mètres cubes de gasoil présents à bord du rig.

Dussafu à l’arrêt, la phase 2 en suspens

Le 1er avril, Borr Drilling avait annoncé un contrat ferme de quatre puits avec BW Energy, pour une durée minimale de 320 jours. La campagne de la phase 2 de MaBoMo a démarré début juillet par des puits d’appréciation, selon BW Energy. Mi-octobre, Panoro Energy indiquait que le Prospector 5 rejoignait MaBoMo pour forer les quatre puits de production de cette phase, sur Hibiscus et Hibiscus South. Ces puits sont censés ajouter jusqu’à 20 000 barils par jour au pic, avec une première production attendue au premier trimestre 2027. Ce calendrier dépend désormais de la mobilisation d’une unité de remplacement. Ni Borr ni BW Energy ne se sont encore prononcés sur ce point.

Plus immédiat : Panoro, qui détient 17,5 % du permis, a annoncé l’arrêt de la production, sans dommage ni rejet signalé, et sans en préciser la durée. Or Dussafu a produit en moyenne 33 200 barils par jour en 2025, selon BW Energy. Chaque jour d’arrêt diffère des recettes pour l’opérateur (73,5 %), pour son partenaire et pour l’État, présent à hauteur de 9 % via Gabon Oil Company.

Assurances et coûts récupérables, le nœud du dossier

La perte de l’unité relève d’abord de Borr Drilling et de ses assureurs. La facture globale (recherches, indemnisation des familles, remobilisation, production différée) se répartira, elle, selon les contrats. Dans l’offshore, ceux-ci attribuent généralement les risques selon leur origine.

Le Code des hydrocarbures de 2019 pose le cadre. L’article 179 rend le titulaire responsable des dommages causés par son activité, y compris au-delà de son périmètre. L’article 180 l’oblige à s’assurer, notamment auprès d’un assureur local. L’article 181 range les primes d’assurance parmi les coûts pétroliers.

Ce dernier point est décisif. Dans un contrat de partage de production, les coûts pétroliers sont remboursés sur la production avant le partage du profit oil avec l’État. Si des dépenses liées au sinistre, comme les franchises ou les frais non couverts, étaient jugées récupérables, elles réduiraient d’autant la part revenant au Trésor. Rien ne permet de l’affirmer : tout dépend des clauses, non publiques, du contrat de Dussafu.

L’expérience montre que ces factures s’étirent dans le temps. Deepwater Horizon (11 morts en 2010) a coûté 61,6 milliards de dollars à BP, selon son estimation de 2016. En Australie, la fuite de Montara (2009) a débouché sur 105 recommandations et une refonte de la régulation offshore.

Plusieurs inconnues restent à lever par l’enquête, les contrats et les assurances : qui avait la charge de l’évaluation géotechnique du site ? Quelle est la valeur assurée du rig, et quel est le niveau des franchises ? Combien de temps durera l’arrêt de Dussafu ? Quelle part des dépenses pourra être imputée aux coûts pétroliers ?

De ces réponses dépendra ce que le naufrage coûtera, in fine, aux finances publiques gabonaises.