Audit Operationnel1

ABCD Livrable 1 –Rapport final

Volume 1 - Diagnostic Opérationnel

DIAGNOSTIC OPERATIONNEL

LIVRABLE 2 – RAPPORT FINAL

SOMMAIRE

INTRODUCTION

VOLUME 1 : DIAGNOSTIC OPERATIONNEL (DO) - RECOMMANDATIONS ET PROJET D'ENTREPRISE

CHAPITRE 1 : Executive Summary du DO

CHAPITRE 2 : Tableau des recommandations issues du DO

CHAPITRE 3 : DO - HSE

CHAPITRE 4 : Fiabilité et utilisation des unités

CHAPITRE 5 : Rencontre avec les Représentants du Personnel et les Délégués Syndicaux

CHAPITRE 6 : Outils de pilotage

CHAPITRE 7 : Le département système d’information

CHAPITRE 8 : Outils de gestion

CHAPITRE 9 : Analyse comparative des coûts de la raffinerie

CHAPITRE 10 : Inspection

CHAPITRE 11 : Exploitation

CHAPITRE 12 : Achats, magasins, approvisionnements

CHAPITRE 13 : Maintenance

CHAPITRE 14 : Département Technique

CHAPITRE 15 : Grand Arrêt Métal

CHAPITRE 16 : Ressources humaines et éléments humains

CHAPITRE 17 : Projets / Investissements

CHAPITRE 18 : Analyse SWOT - Cette analyse vient en résumé du diagnostic

CHAPITRE 19 : Projet d’entreprise

CHAPITRE 20 : Annexes comptables et financières

VOLUME 2 - DIAGNOSTIC STRATEGIQUE ET TARIFAIRE – RECOMMANDATIONS

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VOLUME 1 – CHAPITRE 1

Executive Summary du DO

1. Le contexte

2. L’organisation

3. Les outils de pilotage

4. Sécurité – Environnement – Qualité

5. Les installations de fabrication

6. Les coûts de fonctionnement

7. Recommandations

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CHAPITRE 1 : EXECUTIVE SUMMARY

1. Le contexte Ce diagnostic de la CORAF est réalisé alors que la continuation de l’opération du site, jugé stratégique, a été confirmée par l’Etat Congolais et que la raffinerie vient de passer sous la supervision d’une nouvelle équipe de Direction. Le moment est propice pour faire un état des lieux et proposer des voies de progrès. Les principaux points forts de l’entreprise sur lesquels s’appuyer pour progresser sont :

L’engagement du personnel. Historiquement, celui-ci a démontré son engagement, en particulier pendant la période où la raffinerie a été arrêtée. Cet engagement a été confirmé par les représentants du personnel et les délégués syndicaux pour lesquels le personnel est prêt à faire des sacrifices si ceux-ci peuvent aider à pérenniser l’outil,

Le besoin de changement qui est exprimé par la plupart des personnels d’exécution, qui

souhaitent que les modes de management changent, et qui expriment leur satisfaction d’avoir à la tête de l’entreprise une équipe nouvelle,

Les premières actions de la nouvelle équipe qui confortent le personnel dans ses espoirs de

changement. Un certain nombre de points d’amélioration sont à mettre en chantier :

2. L’organisation

L’organigramme doit être adapté : il manque aujourd’hui des fonctions essentielles au suivi correct de la raffinerie (sécurité procédés, programmation linéaire, ….),

Les lignes de reporting et les responsabilités doivent tenir compte des compétences requises, éviter les possibles conflits d’intérêts et garantir les principes du « business control »,

Le taux d’occupation des postes prévus à l’organigramme est trop faible. A ce jour, le poste de contrôleur de gestion, fonction essentielle, n’est pas occupé … L’effectif actuel est très inférieur à l’effectif théorique, ce qui freine les démarches à entreprendre et constitue un risque social,

Il est urgent de rédiger un certain nombre de notes d'organisation expliquant le mode de fonctionnement des services : le cas de l'exploitation et de la maintenance du réseau électrique en est un exemple prioritaire,

Les rôles et responsabilités doivent être redéfinis et (re)expliqués: la confusion actuelle est un obstacle à la responsabilisation des personnels, en particulier dans le domaine des budgets et autorisations de dépenses.

Il nous a été expliqué que l’organigramme était en cours d’adaptation, et des notes d’organisation en cours de rédaction. Des propositions ont très récemment été faites à l’Administration Générale en matière d’organisation ; les clarifications nécessaires seront faites dans les prochains jours, après les arbitrages requis. Il a été admis de procéder prioritairement (mai à juin 2007) au recrutement d’un auditeur interne, d’un contrôleur de gestion, et d’informaticiens de haut niveau avec l’appui technique des lignes métiers de la SNPC

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3. Les outils de pilotage Ils sont aujourd’hui incomplets. En fonction de la vision de la mission de la raffinerie, dont il est de la responsabilité de l’Actionnaire de la définir avec la Direction, des outils de pilotage sont indispensables :

Un tableau de bord global pour la raffinerie, incluant des indicateurs fonction des objectifs définis par la mission,

Un ensemble d’indicateurs par service, directement déclinés des objectifs globaux ci-dessus, dont les chefs de service exercent la responsabilité de la réussite ou de l’échec,

La mise en œuvre d’une comptabilité analytique, seule façon de suivre correctement les dépenses de la raffinerie (§ 8),

La mise en œuvre d’un modèle de programmation linéaire, seul moyen de préparer et suivre correctement le fonctionnement optimisé de la raffinerie,

L’Audit interne, en charge de vérifier le respect du déroulement des processus mis en œuvre (à condition qu’ils aient été décrits au préalable dans ce qu'il est convenu d'appeler un Manuel Qualité de la raffinerie), et en particulier les plus sensibles,

Une assistance technique qui permette à la raffinerie de se tenir à jour des évolutions des normes et des méthodes d’entretien, d’optimisation, de mesures…,

Le suivi de la sur qualité est aujourd’hui inexistant et impossible. Partout où il est appliqué, il permet de réduire de façon significative les coûts de fabrication,

Le progiciel de gestion existant SAGE dont les différents modules soient tous interconnectés. A ce titre, SAGE ligne 1000 fonctionne réellement avec des modules interconnectés. Plusieurs modules déjà mis en place sont encore non opérationnels (comptabilité analytique notamment). Il nous a été indiqué que des interventions sont prévues pour y pallier.

Il nous a été expliqué que les recrutements externes étaient prévus pour un auditeur interne et un contrôleur de gestion, qui permettront à la CORAF de rattraper rapidement son retard en matière de suivi des procédures et de pilotage au moyen de tableaux de bord. La fonction comptabilité analytique doit connaître un développement rapide, avec la constitution du service, la restitution des travaux du cabinet GKM CONSTANTIN sur une méthodologie appropriée à la CORAF (avec action de formation courant juin 2007) et l’activation prévue de l’application spécifique de SAGE ligne 1000. L’Administration Générale a marqué très récemment son accord pour la mise en place immédiate d’un « Bureau Méthodes » rattaché au responsable de la Fabrication ; l’équipe a été constituée et les moyens mis en place.

4. Sécurité – Environnement – Qualité Les résultats sécurité présentés sont très bons, dignes des meilleures raffineries dans le domaine. Par contraste, les pratiques de sécurité sont améliorables. Ce hiatus entre pratiques inférieures à la moyenne et très bons résultats est lié sans doute à l’état d’esprit des personnels. On sait que la vigilance individuelle est le meilleur moyen de prévention. La sensibilité à l’environnement n’est pas à la hauteur de la sensibilité à la sécurité et doit progresser. Il est recommandé de commencer par remettre en état les installations concernées et d’en profiter pour communiquer sur le sujet.

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Concernant la qualité, elle n’existe que dans la volonté de bien faire son travail. Pour mettre en œuvre une véritable politique qualité, il faut des moyens humains et matériels qui ne sont pas disponibles aujourd’hui.

5. Les installations de fabrication

L’état des unités est moyen, même s’il existe quelques points de tension : pomperie fuel, groupes diesel à la centrale,

Le catalyseur de l’hydrocracker est en fin de vie d’où une perte de valorisation, Les stockages souffrent d’un important manque d’entretien, L’état de l’instrumentation pneumatique et sa fiabilité sont mauvais. Le passage prévu sur

électronique inclut le changement à fonctionnalités identiques des instruments locaux. La fiabilité de l’instrumentation devrait donc s’améliorer,

L’état des installations électriques constitue un sujet de préoccupation majeur, à la fois pour l’habilitation et la formation des personnels en charge du réseau, que pour l’état des équipements. Il est recommandé de traiter cette partie des installations en urgence.

Au global, l'état actuel des installations et de l'organisation de la Coraf induit une probabilité d'incident grave plus importante que pour la moyenne de la profession.

6. Les coûts de fonctionnement La comparaison des coûts de la CORAF avec les standards internationaux est difficile en raison de sa petite taille et de sa faible complexité. Rapportés au traitement de brut, les coûts de la Coraf sont supérieurs aux normes : Les coûts de raffinage (hors combustibles et pertes) s’élèvent en 2005-2006 à environ 8 US$/Bbl, contre 2.2 pour la moyenne des raffineries comparables dans le monde, et environ 5 pour une raffinerie peu performante de la région. Si la CORAF fonctionnait à 100% de ses capacités (1 million TM) au lieu de 55% et 65% en 2005 et 2006, le coût au baril descendrait à environ 5.1 US$/Bbl. Certains coûts sont particulièrement élevés :

- Les coûts de personnel, élevés à la fois en termes relatifs – 44 cents US$/Bbl en moyenne dans le monde, environ 100 pour une raffinerie peu performante dans la région, et 300 en moyenne à la CORAF – et en termes absolus - les salaires moyens étant 2 à 3 fois plus élevés que dans la région.

- Les Combustibles et pertes de combustibles exceptionnellement élevés, à 7.6% en 2006 contre un standard d’environ 4.5%.

Inversement, les frais de maintenance sont anormalement bas en valeur absolue, traduisant une insuffisance d’effort de maintien et d’entretien des unités. La raffinerie est par ailleurs soumise à des coûts hors raffinage très élevés, positifs ou négatifs selon les années, tels que : résultat de change non maîtrisé, pertes et gains sur créances et dettes mal maîtrisés, etc… En matière de change, de nouvelles mesures ont été récemment prises contre les variations. La CORAF a souffert de « backlogs » (retards) importants dans le passé, dont la conséquence est une remise à niveau impérative et urgente. Au cours de la période de rattrapage envisagé, les coûts de remise à niveau vont se cumuler avec les frais courants, et donc accroître le coût total de raffinage et dégrader la rentabilité de l’usine. Trois domaines illustrent ce phénomène :

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- La maintenance : le rattrapage a été estimé à un minimum de 11 milliards CFA, dont l’étalement raisonnable est proposé sur la période 2009 à 2012 environ ;

- Le personnel : le surcroît de personnel durant la période de remise à niveau – qui a été proposée entre 2007 et 2009-, les retards en matière d’automatisation et d’instrumentation-, le déséquilibre de la pyramide des âges mal anticipé et l’existence de postes non encore pourvus en interne – qui conduisent à recourir aux consultants externes -, vont conduire à une augmentation temporaire de la population totale de la raffinerie et à une augmentation à due concurrence des coûts totaux de personnel ;

- Les frais d’assurance : l’augmentation générale du risque industriel a conduit à un surcoût significatif des primes d’assurance, dont le prix ne pourra diminuer qu’après la période de remise à niveau.

D’un autre côté, la raffinerie a mis des actions de réduction de coûts dont elle attend des gains, telles que :

- systématisation des appels d’offre dans les prestations et les chats, - actions spécifiques pour diminuer les combustibles et pertes de combustibles.

Au total, et selon nos scenarii, les coûts de raffinage (retraités par KPMG et hors combustibles) qui s’établissent à 19.2 milliards en 2006, devraient augmenter en effet net dans les années à venir jusqu’à 22.9 milliards en 2009, pour redescendre progressivement à environ 19.8 milliards CFA en 2012. Le personnel total de la raffinerie (y compris consultants) pourrait passer de 347 personnes en 2006, à un maximum de 405 personnes en 2008-2009, pour redescendre à l’objectif de 260 personnes vers 2012 – cet objectif correspondant à un effectif normatif selon les critères de la profession, augmenté d’une marge tenant compte de la situation particulière de la CORAF et de son environnement.

7. Les recommandations Le tableau des recommandations montre que les démarches à mettre en œuvre dans les domaines fonctionnels et opérationnels à la Coraf sont nombreuses : réorganisation, mise en œuvre d’outils de pilotage, modes de fonctionnement, remise en état des installations, culture HSEQ, réduction des coûts, amélioration de la marge. Face à un nombre de démarches aussi important, il est conseillé d’organiser la raffinerie en équipe de projet pour mettre en œuvre un PROJET D’ENTREPRISE DE LA CORAF. Celui-ci regrouperait l’ensemble des démarches recommandées sur la période 2007/2010 pour améliorer les performances de l’usine. Une liste des démarches ainsi qu’un phasage de celles-ci sont proposés. Des outils d’aide à la décision sont décrits pour sélectionner les démarches à entreprendre et en définir l’urgence relative. L’intérêt de cette présentation est pour la Direction et pour l’Actionnaire d’avoir une visibilité complète sur les besoins et sur la valorisation de la raffinerie année par année. Cette vision est un élément important de l’approbation budgétaire. Elle peut également constituer un « contrat de performances » entre l’actionnaire et la raffinerie. Réussir un tel projet si la Coraf et son actionnaire décident de sa réalisation constituera une démarche longue et très exigeante pour le personnel et la direction de la raffinerie.

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Tableau des recommandations issues du DO

• Recommandations MANAGEMENT

• Recommandations HSE

• Recommandations MARGE

• Recommandations OPERATION

• Recommandations INSPECTION

• Recommandations MAINTENANCE

• Recommandations GRAND ARRET

• Recommandations PROJETS

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TABLEAU DES RECOMMANDATIONS Les priorités 1 et 2 sont définies en fonction de l'importance de la recommandation pour Coraf : "1" plus prioritaire que "2". Pour autant, du point de vue chronologique, certaines recommandations de priorité 2 peuvent être mises en place immédiatement, et certaines recommandations de priorité 1 devront éventuellement être repoussées dans le temps pour des raisons de faisabilité. Le consultant rappelle que l'importance et le planning des démarches recommandées sont à définir par la raffinerie et son actionnaire. La définition et la mise en œuvre d'un projet d'entreprise - avec un planning et une hiérarchisation des démarches comme recommandé dans ce rapport - représente l'avis du consultant après deux semaines d'audit. Il appartient à la raffinerie et à son actionnaire de s'approprier, éventuellement en les adaptant, les démarches recommandées et leur phasage. RECOMMANDATIONS MANAGEMENT

Formaliser les relations entre l'Actionnaire et l'équipe de Direction, les responsabilités et marges de manœuvre de celle-ci

2 DU - SNPC

Réfléchir à renforcer l’équipe de Direction avec un "Chef de Division Opération et Production"

1 DU

S’organiser en « Projet d’Entreprise » pour piloter les démarches 2007/2010 d’amélioration des résultats de la Coraf

1 DU - SNPC

Réunir les conditions de mise en œuvre du projet d’entreprise dans toutes ses composantes (organisation, pilotage, rénovation, amélioration des marges, réduction des coûts)

1

SNPC - DU

Renforcer l’organigramme et les compétences de la Coraf avec les fonctions décrites dans le paragraphe « Outils de pilotage » : organigramme, rôles et responsabilités, comptabilité analytique, programmation linéaire, informatique de gestion)

1 DU

Développer le travail multidisciplinaire entre les services fonctionnels et opérationnels : meilleur partage des informations, synergie entre services

2 DU

Etendre la formation sur les possibilités de SAGE à tous les modules

1 DU - RH

Remettre à jour les procédures 1 Tous services

Ouvrir la Coraf sur le monde du raffinage pour la faire bénéficier des meilleures pratiques dans tous les processus mis en œuvre (Opération, Maintenance, Inspection, Labo…)

2 DU

Clarifier le mode d’imputation des dépenses d’investissement 2 Finances Introduire un système de gestion des compétences 2 DARH

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RECOMMANDATIONS HSE

Trouver l’origine de la gêne respiratoire éprouvée par certains personnels et étudier et prendre les mesures susceptibles de l’éliminer

1 HSE

Ne pas différencier le personnel Coraf et les personnels des entreprises extérieures dans le calcul des taux de fréquence (nombre d’heures travaillées)

2 HSE

Introduire une habilitation Sécurité des personnels Coraf et extérieurs

1 HSE

Plus grande rigueur sur situation à risques : balisage zones dangereuses, port des EPI

1 HSE

Initier une démarche phasée « Technical Safety Audit » sur l’ensemble des unités en commençant par l’U6000

1 HSE

Réaliser les études Hazop des unités (recommandation assureurs) 2 HSE Sensibiliser les autorités aux risques liés aux pipes qui relient la raffinerie au port

1 DU

Arrêter l’exploitation du bac d’essence T9014 tant que la purge de toit est percée

1 DU

Faire étudier un schéma global de traitement des eaux process, intégrant les eaux de l’U6000

1 Procédés

Mettre en œuvre les travaux de remise en état déjà étudiés par la raffinerie concernant le traitement des eaux de rejet

1 Maintenance

Rechercher l’origine du pH élevé sur les effluents aqueux et veiller à neutraliser les excédents de soude usée

1 Opération – Maintenance

Réfléchir à l’opportunité d’adhérer à la démarche de certification ISO 14001

2 DU

RECOMMANDATIONS MARGE

Lancer étude de passage sur brut léger ou sur mélange de Djéno et brut léger de façon à réaliser les travaux correspondants pendant le Grand Arrêt 2008 si projet justifié

1 Dép. Technique – Procédés

Prévoir le temps nécessaire à la préparation du projet ci-dessus dans les demandes de dérogation de visites et épreuves, si projet justifié

1 Inspection

La capacité de stockage de C4 est trop faible dans les conditions actuelles - Etudier l’augmentation de la capacité de stockage de C4 en fonction de la marche future de l’usine et augmenter cette capacité

1 Procédés

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RECOMMANDATIONS OPERATION

Changer le format de la réunion Production du matin : plus courte, élargie, préparation et présentation standardisée

2 Fabrication

Alimenter le collecteur de torche par du FG pour éviter l’extinction si la dernière veilleuse s’arrête

1 Fabrication

Vérifier l’absence d’entrée d’air dans la colonne sous vide (difficulté à faire le vide)

1 Fabrication

Vérifier les échanges thermiques sur les condenseurs des éjecteurs (déjà en cours par la raffinerie)

1 Fabrication

Vérifier la teneur en eau des lots de brut au départ et s’assurer de la bonne décantation au terminal de départ

1 Mouvements

Définir des priorités avec délais aux demandes d’interventions 2 Opération

RECOMMANDATIONS INSPECTION

Redéfinir la fenêtre opératoire de pression du réacteur de l’hydrocracking en fonction de la température

2 Inspection

Voir s’il est possible de radiographier le fond de colonne U1000 pour vérifier la disposition des plateaux et commander le matériel nécessaire pour l’arrêt

1 Inspection

Exiger une justification formelle en cas de non mise en œuvre d’une préconisation Inspection

2 Inspection

Suivre et expliquer les incidents intégrité 1 Inspection Vérification de l’épaisseur du collecteur de torche pour en remplacer pendant l’arrêt les tronçons susceptibles de percer au cours du prochain run

1 Inspection

RECOMMANDATIONS MAINTENANCE

Décrire formellement le processus et les responsabilités des services opérationnels sur constat d’anomalie

1 Opération – Maintenance - Inspection

Prévoir le débouchage des égouts (déjà prévu par la raffinerie) 1 Maintenance Réparer le bac de brut percé au plus vite pour permettre une opération normale des réceptions et reprise de brut au topping

1 Maintenance

Vérifier le mini fuel-oil des brûleurs et remettre en état les brûleurs « tout gaz »

2 Procédés - Maintenance

Développer la méthode d’analyse des incidents process (déjà en projet par la raffinerie) – S’inspirer des méthodes « Root cause analysis » et « Elimination des défauts »

2 Opération - Maintenance

Etudier la possibilité d’inclure la sous-traitance dans l’organisation de la maintenance pour certaines tâches (voir paragraphe Maintenance)

2 DU - Maintenance

Prévoir le remise en état des analyseurs en ligne 1 Maintenance – Projets

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Explorer la voie des stocks de consignation (proposée par le Labo mais généralisable à d’autres matériels)

2 Achats - Magasin

Utiliser – et si nécessaire compléter – le classement actuel de criticité des pièces détachées pour envisager de développer les stocks de consignation quand cela est possible

2 Maintenance - Magasin

Interdire les magasins « sauvages » et regrouper la gestion des pièces détachées dans un module unique

2 Magasin

Définir et formaliser le mode de calcul des indicateurs de fiabilité 2 Maint / Ops Se mettre en règle au niveau des habilitations de manoeuvre sur le réseau électrique

1 DU - Maintenance

Faire un état récapitulatif de la gestion et de l’état des protections du réseau électrique

1 Maintenance

Développer l’utilisation de bordereaux de travaux 2 Maintenance

RECOMMANDATIONS GRAND ARRET

Remplacer le catalyseur de l’hydrocracking (déjà prévu par la raffinerie)

1 Cellule Arrêt

Réaliser les travaux déjà prévus de nettoyage des faisceaux au grand arrêt

1 Maintenance Arrêt

Diviser le grand arrêt 2007 en deux parties (déjà proposé par la raffinerie)

Tous

Refaire le réfractaire du four du topping (déjà prévu par la raffinerie)

1 Maintenance arrêt

Envisager de consacrer une équipe spécialisée à la prévention des accidents pendant le grand arrêt

2 Cellule Arrêt

Revoir avec l’entreprise générale l’objectif de durée de l’arrêt en fonction de la liste des travaux

2 Cellule Arrêt

Revoir avec Opération le planning détaillé de redémarrage, unité par unité, avec pour objectif de le réduire

2 Cellule Arrêt

Introduire dans les contrats d’arrêt une clause de réduction de coûts en cas de minoration des travaux à réaliser constatée à l’ouverture des capacités

1 Cellule Arrêt

Vérifier l’opportunité des travaux prévus à l’arrêt 2008 (toutes unités hors U5000 et U6000) par une approche multi disciplinaire de challenge de ceux-ci

1 Cellule Arrêt

Réfléchir à l’intérêt de confier à l’entreprise générale la supervision de l’ensemble des travaux d’arrêt.

2 Cellule Arrêt

Analyser le montant des matériels rendus Coraf en comparant aux prix fournisseurs et en décomposant et mesurant les « frais d’approche »

1 Achats – Cellule Arrêt

Utiliser les bordereaux disponibles pour les travaux non forfaitisés 1 Achats – Cellule Arrêt

Demander à faire apparaître dans les offres le montant de chaque travail, le montant du « point bordereau », et le taux horaire des travaux supplémentaires

1 Achats – Cellule Arrêt

Négocier le montant de chaque intervention de l’arrêt pour en 1 Achats –

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ramener le coût au niveau le plus faible de chaque offre – de même pour le point bordereau et le taux horaire

Cellule Arrêt

RECOMMANDATIONS PROJETS

Réaliser le passage en « électronique » de la conduite des unités non encore équipées (déjà prévu par la raffinerie)

1 Maintenance Instrumentation

Intégrer l’unité 4000 dans le projet de passage en instrumentation électronique des unités

1 Projet

Réfléchir à la possibilité d’intégrer de nouveaux instruments et l’édition automatique de bilans matière et utilités dans le projet de passage en « électronique »

1 Opération – Projets - Maintenance

Développer et mettre en œuvre le logigramme du processus projets pour Coraf (voir exemple)

2 Projets

Développer et mettre en œuvre avec l’Actionnaire la « demande d’approbation » de projet

2 DU – Projets

Faire apparaître et justifier chaque demande comme un élément de l'ensemble des projets qui constituent la stratégie d'évolution de la raffinerie. Cette démarche permet de mieux appréhender la part de la demande dans la stratégie et les coûts de la raffinerie.

2 Projets

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DO - HSE

1. Organisation

2. Résultats

2.1. Sécurité

2.2. Environnement

2.3. Santé

3. Recommandations

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CHAPITRE 3 : HSE

1. Organisation Le responsable de ce département est directement placé sous l’autorité du directeur de la raffinerie. Outre le chef du département et sa secrétaire, le département inclut un ingénieur sécurité (actuellement un ancien de la Coraf, à la retraite et utilisé comme consultant), un contremaître et son adjoint plus particulièrement en charge de l’entretien du matériel sécurité, et de 5 équipes d’agents de sécurité en quart, chaque équipe composée d’un chef d’équipe sécurité et de 4 agents. Il y a donc en permanence 5 experts sécurité prévention et intervention sur le site. Une évolution de l’organisation vers le système de polyvalence où un certain nombre d’opérateurs occupent le métier d’opérateur en marche normale et deviennent agents de sécurité en cas de sinistre, avait été envisagée puis abandonnée sur la base des essais réalisés dans une raffinerie Total. Il est à noter que ce système a fait ses preuves dans certaines raffineries.

2. Résultats

2.1. Sécurité : La Coraf dénombre deux types d’accident : les accidents avec arrêt et les accidents sans arrêt. Dans cette dernière catégorie, il n’y a pas de distinction entre les blessures bénignes, généralement répertoriées en « soins » et les « accidents sans arrêt » qui nécessitent un traitement médical ou une adaptation du poste de travail. La profession mesure généralement le taux de fréquence des accidents avec arrêt, le taux de fréquence des accidents sans arrêt et le nombre de soins. La Coraf ne mesure que le taux de fréquence des accidents avec arrêt et verse les accidents sans arrêt et les soins dans la même catégorie. Par ailleurs, le mode de calcul du taux de fréquence défavorise le niveau de performances atteint : les accidents du personnel Coraf et les accidents des contracteurs sont comptés mais ils sont rapportés au nombre d’heures du personnel Coraf uniquement. La raffinerie n’a plus eu d’accident avec arrêt depuis 902 jours à la date du 20/3/07. Ce chiffre inclut le personnel Coraf et les contracteurs extérieurs. Le taux de fréquence correspondant est donc nul. Le nombre des « accidents sans arrêt » est de 11 en 2006. Un examen rapide de ceux-ci montre que 10 de ces accidents sans arrêt seraient classés en « soins » dans le classement en trois catégories évoqué ci-dessus. Les chiffres des autres années n’ont pas été examinés, mais le chef de département les considère comme représentatifs des résultats annuels sécurité de la raffinerie. Le nombre de feux en 2006 est de 1, rapidement maîtrisé. Par contre, en 2005, ainsi qu’en 2003, des feux importants dans l’unité 6000 ont immobilisé une partie des installations pendant un temps important : une semaine en 2003, environ 4 mois en 2005/06.

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Des situations potentiellement graves se sont présentées (fuite d’hydrogène au redémarrage du reformer catalytique). Les résultats bruts de 2006 sont très bons, voire excellents s’ils prennent bien en compte tous les accidents et s’ils sont représentatifs des autres années. Si c’est le cas, ils sont dignes des meilleures raffineries dans le domaine.

2.2. Environnement : Les rejets en mer ne semblent pas faire l’objet d’une maîtrise optimale : même s’il n’existe pas de spécification nationale, ces rejets sont actuellement trop chargés en hydrocarbures et ont un pH trop élevé. Si le premier problème sera sans doute résolu par les travaux prévus au grand arrêt 2007 sur le tranquilisateur et le coalesceur finaux, le niveau élevé de pH n’est à ce jour pas expliqué. Compte-tenu de la faible teneur en soufre du brut, les émissions de SO2, de l’ordre de 0,2 kg par tonne de brut traitée, ne constituent pas un point d’amélioration à considérer en urgence. Les enregistrements font état d’une fuite de brut sur un bac en 2006, fuite qui a été contenue dans la cuvette, et donc sans gravité pour l’environnement. Pas d’autre épandage noté. Les résultats environnement sont en retrait par rapport aux résultats sécurité. Il semble que la sensibilité aux problèmes environnementaux ne soit pas aussi développée que la sensibilité aux problèmes sécurité.

2.3. Santé : La politique et les objectifs Santé, comme pour l’environnement, n’ont pas le même niveau de priorité que la Sécurité. Il est à noter qu’à la suite:

- Des difficultés de stripping des eaux process vers le SWS actuel, - De l’absence de stripping des eaux process de la distillation sous vide, - De la rupture de l’émissaire qui dirige le retour des effluents vers la mer, - Des difficultés de combustion à la torche et en particulier des problèmes d’injection de vapeur,

une odeur importante de produits soufrés, de type SO2 ou H2S, règne dans la raffinerie selon la direction des ventes.

3. Recommandations Les résultats Sécurité sont bons comme on l’a vu plus haut et se compare favorablement aux meilleures raffineries. Un taux de fréquence des « accidents avec arrêt » de 0 et un taux de fréquence des accidents de 2 maxi (soit un accident maximum par an) paraît être un bon objectif pour la Coraf, en ligne avec les meilleures performances dans la profession.

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Pour conserver le bon niveau actuel, il est recommandé de continuer la sensibilisation en matière de prévention. Pour ce faire, le Consultant recommande à la Coraf de s’inspirer de l’approche Dupont de Nemours, qui peut se schématiser par le graphe suivant :

Prévention des accidents dans diverses organisations

Dependant• Engagement de la direction

•La sécurité commecondition d’emploi

• Discipline• Renforcement des règles• Contrôle hiérarchique• Évaluation du personnel• Formation

Independant•Connaissance individuelleengagement et standards

•Attachement personnel àla sécurité

• Attention consacrée à soi• Pratique et habitudes• Reconnaissanceindividuelle

Interdependant•Aider les autres àrespecter les règles

• Etre le gardien des autres• Agir en réseau•Prendre en compte la sécuritédes autres

• Etre fier de l’organisation

FréquenceDes

accidents

Instinctsnaturels

Supervision

Individu

Equipe

Source: DuPont Safety Resources La façon de procéder est la suivante :

1- Placer Coraf sur la courbe dans l’une des 4 catégories. Cela nécessite une connaissance de la culture de la raffinerie que le Consultant n’a pu acquérir en si peu de temps, mais il est probable que le point représentatif de la situation de Coraf se situe dans la zone « Indépendance » où chacun prend soin de sa propre sécurité. Il appartient à la Coraf de déterminer si son point représentatif se situe plus près de la zone 2 «Supervision» ou de la zone 4 «Interdépendance».

2- En fonction de la position de ce point, il sera possible à la Coraf de définir des actions

« nouvelles » permettant de maintenir une sensibilisation à la prévention pour soi-même et pour les autres. Un exemple pour illustrer ce propos pourrait consister à demander à chaque membre du personnel de définir une ou deux actions de « prévention pour les autres » qu’il s’engage à réaliser dans l’année. Ces actions sont enregistrées au moment où elles sont définies et au moment où elles sont réalisées. Un autre exemple consiste à réaliser des « audits de prévention des actes dangereux ». Cette pratique, issue des best practices de Dupont de Nemours, consiste à aller sur le site par groupe de 2 personnes, à rencontrer des personnes qui s’apprêtent à réaliser une tâche technique ou opérationnelle et à engager avec elles une discussion sur les risques de l’opération qu’elles s’apprêtent à réaliser. Certaines raffineries assignent dans les objectifs individuels de tout le personnel, quelque soit sa fonction, la réalisation de 2 ou 3 tels audits par an.

Les propositions d’évolution des méthodes de management indiquées dans le chapitre correspondant mentionnent la pratique de « Comités de Sécurité ». Celle-ci part des principes suivants:

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Tout travail doit faire l’objet par l’exécutant d’une analyse des risques préalable (en plus de l’analyse réalisée par les signataires de l’autorisation de travail),

Tout exécutant qui après analyse estime que les risques liés à son travail ne sont pas

maîtrisés a le devoir de le signaler à son responsable hiérarchique et de ne pas entreprendre le travail alors qu’il est en danger,

L’exécutant et son responsable hiérarchique contactent leur interlocuteur opération ou

maintenance. Celui-ci convoque une réunion avec présence de l’exécutant et de son chef, des personnels opération et maintenance de la zone, et d’un membre du département HSE. Au cours de cette réunion, les risques sont énumérés, et les mesures de maîtrise de ces risques sont définies,

Quand les mesures permettant de maîtriser les risques sont en place, le travail est réalisé.

En plus de ces démarches, le Consultant souhaite insister fortement sur :

La nécessité d'habiliter les personnels, en particulier extérieurs, au travail en raffinerie. Il est indispensable de rendre les personnels conscients des risques liés aux travaux en raffinerie et une pratique courante consiste à former ces personnels au cours d'une session d'introduction et de vérifier leur compréhension à l'aide d'un test. Du résultat de ce test dépend l'habilitation,

Les mesures conservatoires qu'il faut prendre quand une situation dangereuse existe. La fuite

d'H2S sur un compresseur de l'U5000 aurait dû donner lieu à un balisage de la zone. Si les opérateurs sont équipés de détecteurs portatifs, les autres personnels susceptibles de passer à proximité ne le sont pas.

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Fiabilité et utilisation des unités

1. Les résultats

2. Quelques éléments de la méthodologie Solomon

3. Recommandations sur les indicateurs

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CHAPITRE 4 : FIABILITE ET UTILISATION DES UNITES

1. Les résultats Les résultats de fiabilité et de taux d’utilisation obtenus sur la période 2001-2005 sont représentés ci-dessous (les résultats disponibles pour 2006 ne semblent pas être complets et n’ont donc pas été pris en compte) :

U1000

0%20%40%60%

80%

100%120%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

FiabilitéChargeUtilisation

U 2000

0%20%40%60%

80%

100%120%

2001 2002 2003 2004 2005 2006


U 3000

0%20%40%60%

80%

100%120%

2001 2002 2003 2004 2005 2006


U 4000

0%20%40%60%

80%

100%120%

2001 2002 2003 2004 2005 2006


U 5000

0%20%40%60%

80%

100%120%

2001 2002 2003 2004 2005 2006


U 6000

0%20%40%60%80%

100%120%

2001 2002 2003 2004 2005 2006


TAUX D’UTILISATION DES UNITES DE LA CORAF

Ces résultats intègrent trois critères :

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Le taux de fiabilité calculé ici comme le rapport entre le nombre d’heures de fonctionnement de l’unité et le nombre total d’heures de la période,

Le taux de charge calculé comme le rapport entre la quantité de charge traitée pendant

les heures de fonctionnement et la quantité qui l'aurait été si l’unité avait marché au débit design pendant ces mêmes heures,

Le taux d’utilisation global qui est le produit des deux précédents.

L’examen des courbes montre que :

Le taux de fiabilité des unités U1000, U2000, U3000, U4000 est excellent et proche de 100%,

Le taux de fiabilité des unités U5000, U6000 est moins bon, du fait des incidents qui se sont produits sur l’U6000, en particulier les feux de 2003 et de 2005,

Le taux de charge est faible avec un taux de charge de la distillation de brut de ~ 50%. La

raison de ce faible taux de charge n'est pas à rechercher dans la capacité des unités mais dans une disponibilité de brut apparemment limitée.

Le suivi de la fiabilité et du taux de charge des unités est un outil important du pilotage de la raffinerie. Le suivi tel qu’il est fait aujourd’hui est bon. Les deux limites suivantes apparaissent néanmoins quand on utilise ces critères :

Ils ne correspondent pas au calcul que la profession aujourd’hui utilise, lequel est basé sur la méthodologie Solomon, qui permet entre autres de donner un chiffre global de disponibilité opérationnelle pour l’ensemble des installations de la raffinerie,

Ce calcul ne permet pas d’introduire les causes de non disponibilité : si par exemple l’unité de

distillation de brut est arrêtée sur incident, l’unité de distillation sous vide sera obligée de s’arrêter également même si elle est techniquement disponible. La méthodologie Solomon permet de différencier un certain nombre de causes d’indisponibilité.

2. Quelques éléments de la méthodologie Solomon De façon à pouvoir calculer un taux de disponibilité global de la raffinerie, il est nécessaire d’affecter à chacune des unités un poids relatif. Solomon donne les coefficients suivants, appelés « configuration factors », pour les unités dont dispose la Coraf :

Distillation de brut : 1,0 Flasher sous vide : 0,8 Unité d’hydrocracking : 8,0 Desulfuration du naphta : 2,3 Reformer catalytique : 3,4 Traitement des GPL : 0,8

Calcul du taux d'utilisation

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Le taux d'utilisation est calculé sur une période donnée, un mois, un an, ou deux ans. La méthode Solomon préconise de faire le calcul sur deux années, mais il est possible de le faire sur toute période que la raffinerie choisira. Solomon mesure la taille et le degré de complexité d'une raffinerie par le critère EDC ou Equivalent Distilling Capacity. Pratiquement l'EDC de la raffinerie est la somme des EDC de ses unités, utilités, stockages et autres off-sites. L'EDC des unités est égal à la capacité en bbl/j (effet de taille) * le configuration factor de l'unité (effet complexité). Le premier calcul est celui de la capacité installée exprimée en EDCI. A l’aide des coefficients ci-dessus et des charges design exprimées en bbl/j, il est possible de calculer ce que Solomon appelle l’EDCI en bbl/j pour chaque unité et utilités, c’est-à-dire l’équivalent en capacité de distillation installée, en multipliant la charge design par le configuration factor (pour les chaudières on utilise la production design de vapeur en klb/h, et pour les générateurs on utilise la production électrique en kWh). On peut alors additionner les EDCI de toutes les unités et utilités ci-dessus pour obtenir un total EDCI. Le second calcul est celui de l’EDCU, c’est-à-dire la capacité utilisée pour chaque unité et utilité. Ce calcul consiste à relever la charge traitée en réel en kbbl/j et de multiplier ce niveau de traitement par le configuration factor de l’unité. En faisant le total des EDCU de chaque unité et utilité, on obtient un total EDCU sur la période. Le taux d’utilisation au sens Solomon sur la période est le rapport EDCU / EDCI. Ce taux ne différencie pas la non utilisation liée à la non fiabilité des unités et la non utilisation liée à la sous utilisation des unités. L’exemple ci-dessous est tiré des données fournies par la Coraf pour le mois de novembre 2005. Les indicateurs Coraf indiquent un taux d’utilisation de :

U1000 = 54% U2000 = 66% U3000 = 53% U4000 = 63% U5000 = 0% U6000 = 0%

Mais ces chiffres ne donnent pas un résultat global raffinerie. En fait, en suivant la méthodologie Solomon, le chiffre global qu’il est possible d’annoncer est de 29,9% :

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Mois : nov-05Nbre de jours : 30

SolomonUnités Nombre config Capacité Densité Capacité EDCI EDCI Débit réel Débit réel EDCU

factor design designt/j bbl/j bbl/j kbbl/mois t/mois bbl/mois kbbl/mois

U1000 1 1,0 3000 0,875 21566 21566 647 48686 349983 350 54,1%U2000 1 2,3 624 0,74 5304 11934 358 9062 77027 173 48,4%U3000 1 3,4 300 0,74 2550 8670 260 3820 32470 110 42,4%U4000 1 0,8 43,2 0,55 494 395 12 574 6564 5 44,3%U5000 1 8,0 336 0,935 2260 18083 542 0 0 0 0,0%U6000 1 1,0 1608 0,964 10492 10492 315 0 0 0 0,0%

Capacité installée Capacité utilisée

Taux d'utilisation

Total 2134 639 29,9%71140

Calcul du taux de disponibilité La méthodologie Solomon permet de calculer le taux d’indisponibilité en différenciant les jours d’indisponibilité suivant les catégories suivantes :

TADD – « Turnaround annualized downdays » : calculés comme le nombre de jours du dernier grand arrêt, annualisés en divisant par le nombre d’années entre les deux derniers grands arrêts,

RMDD – « Routine maintenance downdays » : ils représentent les jours d’arrêt prévu ou

imprévu (hors grand arrêt) lié à une panne matérielle. La méthode prévoit de moyenner ce nombre sur deux années glissantes,

RPDD – « Regulatory and Process downdays » : il s’agit des jours d’arrêt prévus ou imprévus liés aux activités d’inspection légale ou à des problèmes process, tels que décokages de fours ou régénérations de catalyseurs. Suivant la méthodologie Solomon, ils sont moyennés sur 2 années,

OTDD – « Other down days » : il s’agit les jours d’arrêt prévus ou imprévus liés à des

problèmes indépendants de l’unité considérée. Par exemple quand une unité est affectée par l’arrêt d’une autre unité, amont ou aval, quand l’unité est arrêtée pour raisons économiques, ou encore quand l’unité est arrêtée par manque de charge.

Ces critères permettent de calculer deux indicateurs phare dans la méthodologie Solomon qui sont la disponibilité mécanique (MA) et la disponibilité opérationnelle suivant (OA):

MA = (Nbre jours période – TADD – RMDD) * 100 / (Nbre jours période) OA = (Nbre jours période – TADD – RMDD – RPDD) * 100 / (Nbre jours période)

Les performances mesurées dans les raffineries ayant participé aux précédentes études Solomon sont de 91 à 98% pour la disponibilité mécanique et de 90 à 97% pour la disponibilité opérationnelle. Une raffinerie fiable doit présenter une disponibilité mécanique de 96% au moins. Concernant la disponibilité opérationnelle, qui prend en compte les « arrêts process » et les « arrêts inspection légale » en plus des arrêts pris en compte dans la disponibilité mécanique, il est clair que dans le cas de la Coraf, le manque de charge est un élément qui intervient de façon significative sur le résultat. Il est indépendant de la raffinerie, dont il dégrade la performance. Il est important de le suivre dans la

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mesure où il traduit la capacité à utiliser la totalité de l’outil disponible. Compte tenu de la situation sur l’approvisionnement en brut, il est clair que Coraf n’est pas le seul acteur dans la performance de disponibilité opérationnelle. L’objectif doit donc être fixé conjointement avec les services responsables des approvisionnements. Une bonne raffinerie présente un taux de disponibilité opérationnelle de 94% au moins. Un troisième indicateur est défini par Solomon : le « On stream factor OSF » qui mesure la portion de temps où les unités sont en service, quelque soit la raison de non service :

OSF = (Nbre de jours période – TADD – RMDD – RPDD – OTDD) * 100 / (Nbre de jours période)

3. Recommandations sur les indicateurs En terme de recommandation sur les indicateurs, il apparaît que les indicateurs aujourd’hui en place permettent de suivre les mêmes concepts que ceux définis par Solomon à condition de montrer le taux de fiabilité et le taux de charge, et pas uniquement le produit des deux. Pour autant, et de façon à autoriser une comparaison entre la Coraf et d’autres raffineries, il est important d’utiliser des indicateurs identiques. C’est pourquoi le Consultant suggère à la Coraf de mesurer ces performances suivant les méthodes maintenant utilisées partout dans la profession et qui reprennent les indicateurs ci-dessus.

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Rencontre avec les Représentants du Personnel et les Délégués Syndicaux

1. Le passé

2. Le présent et le futur

3. Points d’amélioration cités par les représentants du personnel et les responsables syndicaux

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CHAPITRE 5 : RENCONTRE AVEC LES REPRESENTANTS DU PERSONNEL ET LES DELEGUES SYNDICAUX

La Coraf s’engage dans un processus d’amélioration de ses performances, et de changement de son mode de fonctionnement, voire de ses structures. Son personnel est concerné au premier chef, et la vision par le personnel d’un tel projet a été recueillie à travers celle des Délégués du Personnel et des Responsables Syndicaux de l’usine. Ce chapitre reproduit les entretiens correspondants et les opinions des personnes rencontrées. Celles-ci ne constituent pas forcément la base de recommandations du Consultant.

1. Le passé Les personnes rencontrées ont souhaité commencer par apporter un éclairage sur le passé, en insistant en particulier sur les faits suivants :

Le personnel de l’usine a entretenu celle-ci de façon « bénévole » pendant qu’elle était arrêtée entre 1998 et 2000,

En 2000, tous les agents de la Coraf ont participé au redémarrage sans assistance technique,

Le dialogue social était inexistant avec la précédente Direction, ce qui a failli conduire à une

grève en décembre 2006,

Les contrats de travail n’ont plus été respectés, entre autres en ce qui concerne les moyens de transport, ainsi que les changements de mobilier,

La gestion des fonds confiés à la Coraf manquait de clarté,

L’ensemble du personnel a déjà prouvé vouloir améliorer les résultats de l’usine quand il a

défini de façon participative un « Plan de Redressement ». Celui-ci a commencé par l’examen des coûts les plus élevés supportés par la Coraf, et a conduit à un plan de réduction : une partie de l’entretien des maisons de la cité assuré par le locataire, diminution des astreintes, utilisation de la microinformatique pour diminuer les achats de papier, bulletins de paie faits par le personnel, location de voitures …. Ce plan est toujours en cours.

2. Le présent et le futur Le changement de Direction a été un facteur déterminant et aujourd’hui les relations entre employeur et employés se passent bien. La nouvelle Direction a pris un certain nombre de mesures de nature à détendre les relations, par exemple en titularisant les personnels employés à la Coraf comme « stagiaires » depuis plusieurs années. Les représentants du personnel et des syndicats font part de leur satisfaction tout en demeurant vigilants et en espérant que ces changements se confirment dans

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l’avenir. Si tel était le cas, les syndicats se disent prêts à aider la Direction à faire progresser l’entreprise. Les menaces concernant un site dont les résultats économiques ne sont pas bons sont claires dans l’esprit du personnel. Celui-ci a la volonté de préserver l’outil et affirme être prêt à faire des sacrifices : « La Coraf existe malgré ses défaillances parce qu’il y a une volonté politique. La Coraf a de réelles difficultés structurelles. Celles-ci ont malheureusement tendance à être acceptées comme normales. Nous devons nous battre pour que la Coraf continue à exister même au prix de sacrifices, à condition que ceux-ci profitent à la raffinerie. La pilule sera amère. »

3. Les points d’amélioration cités par les représentants du personnel et les responsables syndicaux

Les points d’amélioration que les représentants du personnel et les responsables syndicaux ont cités sont les suivants :

- Les heures supplémentaires, - L’équilibre de l’organigramme pour lequel certaines fonctions sont considérées comme

« pléthoriques » (la fonction Finances/Comptabilité a été citée), alors que d’autres sont en sous-effectif, et qu’il est accepté que le nombre de personnes travaillant à la Coraf est sans doute un peu élevé pour une raffinerie de cette taille,

- Les procédures, description de tâches, rôles et responsabilités sont à revoir et à préciser, - L’évolution des carrières des personnels n’a pas été un sujet de préoccupation de la

précédente direction, et les coefficients ont connu une stagnation générale, même s’il y a eu un changement de grille qui permet d’évoluer « à l’ancienneté »,

- La formation est au point mort sauf en Opération, - Les prêts à la construction, - La commercialisation de tous les produits par la Coraf elle-même, - Un nombre de sous-traitants trop important, - La protection de l’environnement, - Une meilleure implication des hommes dans les décisions.

La Direction a apporté un certain nombre de commentaires sur ces réflexions : le problème des heures supplémentaires est désormais traité au moyen des forfaits d’heures par catégorie socioprofessionnelle, les seules heures de l’arrêt métal demeurant incompressibles ; la fonction finances méritant largement la dimension donnée ; la formation du personnel, qui est en-cours, s’effectue actuellement sans discrimination sectorielle ; la situation du personnel dont l’évolution de carrière est en stagnation est en cours de révision ; depuis janvier 2007, la direction privilégie l’octroi de prêts à la construction pour les requérants qui remplissent les conditions requises.

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Outils de pilotage et de gestion

1. Comité de Direction

2. Relation avec l’actionnaire

3. Organigramme

4. Rôles, responsabilités, tâches, gestion des carrières

5. Assistance technique

6. Comptabilité analytique

7. Modèle de programmation linéaire

8. Informatique de gestion

9. GMAO

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CHAPITRE 6 : OUTILS DE PILOTAGE ET DE GESTION Par rapport à la situation telle qu’elle a été appréhendée par le consultant dans un laps de temps très court, les observations et recommandations suivantes sont faites :

1. Comité de Direction Celui-ci est aujourd’hui constitué du Directeur, du Chef de Division Finances/Comptabilité et du Chef de Division Administration et Ressources Humaines. L’équipe est soudée et fonctionne en bonne osmose. L’image qu’elle donne au personnel est bonne et homogène, de nature à gagner sa confiance. Les premières réalisations sont saluées comme autant d’améliorations. Compte tenu de l’ampleur de la tâche qui l’attend, on peut se demander si l’équipe est suffisamment nombreuse, et en particulier si l’absence dans l’équipe d’un expert « Production », au sens exploitation, procédés, programme, ne va pas constituer un handicap. Il est clair qu’un travail important est à réaliser dans tous les domaines, y compris celui des relations avec le monde extérieur, et le Consultant soumet la question du renforcement de l’actuelle équipe de Direction à sa réflexion.

2. Relation avec l’Actionnaire L’objectif d’améliorer les performances de la Coraf est partagé par l’Actionnaire et par la Direction de l’usine. Celle-ci a mandat de l’Actionnaire pour entamer les démarches qui permettront d’aboutir à de meilleurs résultats dans tous les domaines. Il serait bon que le niveau de résultat attendu soit fixé et formalisé en commun par l’actionnaire et la Direction. De même, les marges de manœuvre dont dispose l’équipe pour atteindre ces objectifs, ainsi que les limites qu’elle doit respecter, doivent être discutées, convenues et connues des deux parties. A titre d’exemple, il serait bon de définir les impacts mutuels entre les améliorations du fonctionnement de la Coraf et les améliorations du fonctionnement de l'ensemble du secteur aval. Optimiser la première n'implique pas forcément les mêmes démarches que l'optimisation du second. De même pour le rôle social de l'entreprise.

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Enfin, une fois les objectifs et les marges de manœuvre définis, il est clair qu’il est de la responsabilité de l’équipe de direction de faire en sorte d’amener la raffinerie au niveau fixé. Mais l’équipe ne pourra exercer cette responsabilité que si elle en a les moyens. Pour cela et entre autres, elle doit être consultée sur les décisions qui peuvent avoir un impact direct ou indirect sur les résultats et leur amélioration : contrats significatifs, décisions d'investissement, modalités de financement… Postérieurement au diagnostic, il a indiqué au Consultant qu'il existe bien une instance de Conseil d'Administration par équivalence, c'est la Réunion de l'actionnaire unique, dont le consultant a pu lire les délibérations et les compte-rendus. Le Groupe SNPC a également mis en place : un comité de direction de la filiale, composé de la direction de la CORAF et des représentants du siège; ce comité ets présidé par le Directeur des Participations et Associatoins du Groupe SNPC. Au total on dénombre trois niveaux de comité de direction : comite de direction niveau interne CORAF (Directeur de l'usine + 3 Chefs de division); un comité de direction filiale; un comité de direction Groupe (présidé par le PDG de la SNPC) avec la participation de tous les responsables de filiales. Un comité de trésorerie de la filiale, composé de la direction de la CORAF et des représentants du siège; ce comité est présidé par le Directeur Financier et Comptable du Groupe SNPC.

3. Organigramme Il est recommandé de réfléchir à un certain nombre de modifications potentielles concernant :

La position de l’Inspection : le service Inspection doit être indépendant des services Production et Maintenance. Ce principe est une règle d’organisation dans les raffineries où le service Inspection agit comme relais des autorités de tutelle et que celles-ci l’habilitent à mettre en œuvre les plans d’inspection,

La position du service « Moyens Généraux » : il est très vraisemblable qu’il existe une

synergie entre les activités de maintenance et les activités « Moyens Généraux », et il est recommandé d’envisager le regroupement des deux activités,

La création d’une fonction « Sécurité Procédés » normalement en charge de l’évaluation des

risques majeurs dans une raffinerie. Cette évaluation n’est pas faite aujourd’hui, et cela a fait l’objet d’un certain nombre de remarques justifiées de la part des assureurs,

L’absence de titulaire au poste « Contrôle de gestion », normalement en charge du suivi des

marges et des coûts permettant un suivi en continu des performances économiques de l’entreprise. Cet élément est essentiel dans le pilotage de la raffinerie,

La modélisation de la raffinerie, permettant son optimisation, et qui n'apparaît pas dans les

fonctions actuelles,

Il est généralement du ressort du service « Programmes » ou du service « Procédés » de faire le suivi des coûts de sur-qualité. A ce jour, cette notion n’est pas quantifiée à Coraf. Or il est clair qu’elle peut être la source de pertes importantes. Il n’a pas été possible d’en faire l’estimation compte tenu du peu d’analyses disponibles sur les produits,

L’absence de titulaire du service « Audit interne » ou encore « Qualité » dont le rôle consiste à

s’assurer que les fonctions disposent des procédures qui régissent leurs tâches et les mettent en œuvre effectivement,

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La position du service Appros – Magasin : hormis les achats de brut, ce service est au cœur des dépenses de la raffinerie et du processus « achats ». Pour éviter les éventuels conflits d’intérêt, par exemple entre la volonté de réduire les dépenses et la volonté d’améliorer la fiabilité des installations, il est recommandé que les achats de biens et de services soient confiés à une cellule indépendante des activités opérationnelles et de projet.

L’organigramme devrait représenter la cellule « Grand Arrêt », laquelle devrait logiquement

être intégrée à l’équipe de maintenance de la raffinerie, Il nous a été indiqué que le remaniement de l’organigramme était actuellement en cours : Le positionnement de l’inspection a effectivement été revu, avec un rattachement au Directeur de l’Usine. Le recrutement imminent d’un contrôleur de gestion a également été décidé. Le recrutement imminent d’un auditeur interne a également été décidé.

4. Rôles, responsabilités, tâches, gestion des carrières Le Consultant a bien compris que l’usine était en cours de réorganisation au cours du diagnostic. Il relève néanmoins que les fonctions attribuées à certains acteurs ne sont pas forcément en ligne avec les fonctions requises par le poste, que l’organigramme présente un certain nombre de cases aujourd’hui non pourvues, que les fiches de fonction ne sont plus du tout à jour, et sont parfois inexistantes, que certaines fonctions, par exemple à la comptabilité, ont deux voies de reporting. Il semble au Consultant que l’un des éléments fondamentaux de la bonne marche de l’usine consiste à mettre en œuvre une organisation claire pour tout le monde, où chacun connaît :

Sa position dans l’organigramme, Sa ligne de reporting (à travers l’organigramme), Les fonctions attachées à son poste (à travers une fiche de fonction), Ses responsabilités dans l’exercice de ses fonctions (à travers la fiche de fonction), Ses objectifs (à travers les rencontres périodiques avec sa hiérarchie).

Dans un deuxième temps, quand l’organisation aura été rôdée pendant une période de l’ordre d’une année, il sera alors temps de développer un système de gestion des compétences. Celui-ci inclut les étapes suivantes :

Définition des compétences requises à moyen et long terme (à travers la vision de la raffinerie) pour chaque poste occupé,

Réexamen des classifications correspondant à chaque poste (à faire par une commission adéquate sur la base de la convention collective),

Diagnostic sur les compétences disponibles au moment de la réflexion, Evaluation des écarts, Définition d’un plan de formation, théorique ou pratique, qui permette de développer les

compétences pour les amener du point de départ au point objectif. Il nous a été indiqué que le renforcement des capacités humaines et matérielles en informatique a également été décidé concomitamment à la cessation des contrats de prestation dans les applications de gestion et la maintenance réseau.

5. Assistance technique

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A ce jour, la raffinerie possède un contrat d’assistance technique avec la société ORS (filiale d'un groupe pétrolier de distribution), mais ce contrat n'a pas été examiné par le Consultant. La situation actuelle est que les fonctions et le personnel dans son ensemble, ressentent un isolement dont ils comprennent bien qu’il ne permet pas de profiter des progrès faits par d’autres. Un réseau avec d’autres pétroliers ou raffineries permettrait d’échanger les bonnes pratiques, de faire des rotations de personnel à l’occasion de grands arrêts par exemple, de se tenir au courant de l’évolution des normes, d’être informé des nouveautés dans tous les processus mis en œuvre. Pour la Coraf, quelques échanges d’expertise existent : elle fait intervenir ses fournisseurs de catalyseurs pour aider à faire le suivi de la qualité des opérations liées aux catalyseurs. Elle utilise le contrat ci-dessus. Pour autant, une assistance non adossée à l'expérience quotidienne du raffinage présente un certain nombre d’inconvénients dont les plus importants sont sans doute le risque de manque de suivi dans le temps, le défaut d’homogénéité entre les différents domaines d’assistance et le manque potentiel de mise à jour des connaissances en particulier dans les domaines nouveaux de préoccupation des raffineurs. Le consultant recommande que la Coraf recherche la possibilité d’une assistance technique portée par une société ou par plusieurs sociétés, traitant de sujets distincts, s’il s’avère difficile d’intéresser une société pétrolière. Une telle assistance a bien entendu un coût, et il est nécessaire d'en maîtriser les termes du contrat.

6. Comptabilité analytique La comptabilité analytique, ou comptabilité de gestion, est un outil d'aide à la prise de décision. L'information que fournit cette comptabilité, en complément de celle élaborée par la comptabilité financière, se décline en une analyse globale de l'activité, en une analyse des produits et segments d'activité, et également en une analyse des unités organisationnelles. Dans une raffinerie, elle permet le calcul des coûts, des marges, du résultat, au global et par type d'activités. A ce titre, elle est un outil de base indispensable à l’établissement des budgets et au suivi des dépenses. Elle autorise le suivi de l’évolution des résultats financiers sur des périodes de longueur variable. Elle permet d’identifier les déviations et de réagir à celles-ci. Elle est en cours de mise en œuvre à la raffinerie. Le consultant recommande vivement de mener cette mise en œuvre à son terme le plus rapidement possible (voir en détail le § 8.1.).

7. Modèle de programmation linéaire

A partir des données concernant les bruts potentiels à traiter, les unités de la raffinerie et leur mode opératoire, des flux de bruts et de produits intermédiaires et finis, on peut créer un certain nombre de tables contenant les rendements des unités, les propriétés des flux, les consommations des unités, les logiques de mélanges et de fabrication, les spécifications des produits commercialisables.

A partir de ces données, on crée des contraintes, puis des variables utilisant ces contraintes et enfin, les valeurs des contraintes et celles des variables. L’ensemble constitue une matrice sensée représentée le fonctionnement et les rendements d’une unité à partir d’un brut donné, et des contraintes de production que l’on souhaite introduire pour représenter par exemple le marché des produits.

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En général, l'écriture d'une telle matrice nécessite un travail important, d’autant plus important que la raffinerie est plus complexe.

Toutes les grandes compagnies utilisent cet outil. Il existe à l'heure actuelle des progiciels générateurs automatiques de matrice linéaire et de rapports en clair (PIM'S par exemple), mais ce sont des boîtes noires où l'utilisateur ne sait pas très bien ce qui se passe à l'intérieur.

La matrice linéaire permet de faire la recherche opérationnelle servant de guide dans l'établissement des plans d'approvisionnement, de production et de distribution. Ces plans permettent de prévoir à long, moyen et court termes, l'approvisionnement en bruts, et l'utilisation des unités de raffinage.

La Coraf ne dispose pas de modèle de programmation linéaire. Elle ne peut donc pas simuler et optimiser la marche de la raffinerie, suivant la nature du brut processé et suivant la valorisation des produits et leur marché. Dans ces conditions, il est très difficile d’optimiser la valorisation et la valeur ajoutée de la raffinerie.

Le Consultant recommande d’équiper le service « Programme » d’un modèle de programmation linéaire.

8. Informatique de gestion A ce jour, le progiciel SAGE est en charge des modules suivants :

Paie, Comptabilité, Commandes (hors matière première et produits), Stock de pièces.

Des modules déjà implémentés sont encore non opérationnels (comptabilité analytique notamment). Des interventions sont prévues pour y pallier.

9. GMAO La gestion des interventions de maintenance et des pièces de rechange est généralement faite à l’aide d’un progiciel de gestion. Le progiciel utilisé par la Coraf est le progiciel SAGE qui contient les fonctionnalités requises. Il est aujourd'hui, au mieux, peu utilisé, et certaines applications sont réalisées sur des fichiers bureautiques développés par le personnel. Au-delà de la formation des utilisateurs, l’utilisation d’un tel outil nécessite d’abord de construire :

Une arborescence du matériel : celle-ci existe sous une forme qu’il faudrait adapter et paramétrer pour l’introduire dans la nouvelle GMAO. A ce jour, la liste des matériels stockés au magasin a été faite sur une application informatique développée par la raffinerie et consultable à l'aide d'un navigateur web (http://rgm) où « rgm » est le registre général du magasin. Le module maintenance de SAGE n’est pas exploité et considéré comme non exploitable par les services d’entretien,

Une banque historique de données sur les défaillances du matériel. Aujourd’hui, la Coraf

dispose de la liste des interventions réalisées sur les équipements mais sans indication du mode de défaillance,

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Les processus d’intervention et d’acquisition des pièces de rechange, à implanter dans le module SAGE Gestion Commerciale (il existe aujourd'hui dans une application développée par la raffinerie).

Le paramétrage adapté à la Coraf du progiciel.

Un effort de formation très significatif est indispensable pour utiliser correctement cet outil. A condition d’être bien renseigné et utilisé, il est précieux pour :

Suivre les performances de la fonction Maintenance à travers un certain nombre d’indicateurs générés automatiquement,

Utiliser ces indicateurs pour définir la priorité des démarches d’amélioration à entreprendre :

par exemple, la récurrence de telle défaillance pourra être mise en évidence et pousser la maintenance à considérer l’équipement correspondant comme un « bad actor » dont il faudra analyser la situation pour éliminer le défaut,

Optimiser la maintenance pour éviter la sous-maintenance et la sur-maintenance (voir le

chapitre consacré à la maintenance).

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Le département système d’information

1. Présentation du département

1.1. Domaine d’activité

1.2. Missions du département système d’information

1.3. Organisation du département système d’information (DSI)

2. Configuration du système informatique

3. Liste des applications

3.1. Progiciel SAGE

3.2. Autres applications

4. Traitements effectués au service informatique

5. Effectifs

6. Forces, faiblesses et recommandations

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CHAPITRE 7 : LE DEPARTEMENT SYSTEME D’INFORMATION

1. Présentation du département

1.1. Domaine d’activité :

L’activité du département système d’information s’étend à l’ensemble des entités de la CORAF. D’une manière générale, le département système d’information conseille, et est maître d’œuvre auprès des différents métiers, dans la mise en place et le maintien des outils logiciels et informatiques, ainsi que du réseau local de l’entreprise.

1.2. Missions du département système d’information :

Rattaché à la division financière et comptable, le département système d’information est le centre de compétence informatique au sein de la raffinerie. Il conseille et assiste la direction dans le domaine des systèmes d’information pour la conception de l’architecture générale et l’élaboration des plans d’action. Il s’assure que les composants du système d’information de la CORAF sont de qualité, optimisés et en adéquation avec les différents processus de l’entreprise. Il met en œuvre et assure le bon fonctionnement des infrastructures du système d’information. Il fournit aux utilisateurs une assistance en informatique, en bureautique et en nouvelles technologies de l’information et de la communication.

1.3. Organisation du département système d’information (DSI) : Remarque préliminaire : la description ci-après est celle du projet d’organigramme en attente de validation dans le cadre de l’organigramme remanié. Le DSI s’appuie sur deux services :

le service informatique ; le service réseaux et nouvelles technologies.

1.3.1. Service informatique :

Le service informatique est le prestataire interne des métiers de l’entreprise en matière de système d’information. Il effectue :

- l’analyse des processus en place, l’étude des propositions d’amélioration ;

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- la prise en compte des projets d’informatisation ; - la conception, le développement et la maintenance des applications ; - la formation du personnel à l’utilisation des applications ; - le rôle d’interface entre les fournisseurs de progiciels et les métiers concernés.

Il se compose d’une équipe de deux analystes programmeurs, d’un administrateur d’applications et d’un technicien de système d’information.

1.3.2. Services réseaux et nouvelles technologies :

Ce service comprend toutes les fonctions spécifiques à la gestion des infrastructures de communication et de gestion du système d’information. Cela comprend aussi bien la gestion des serveurs, des postes de travail, des périphériques réseau, d’autres composants matériels, ainsi que des logiciels de gestion des équipements de communication. Il se charge également des nouvelles technologies de l’information et de la communication (NTIC). Il se compose d’un administrateur réseau, d’un administrateur nouvelles technologies, d’un technicien réseau et d’un technicien chargé de nouvelles technologies.

La mise en œuvre du projet d’évolution du système d’information de la CORAF (projet SAGE) a eu un impact sur l’organisation existante du fait de l’apparition de nouveaux métiers, tandis que certains emplois ont disparu. Ainsi, la nouvelle répartition des fonctions découlant de cette évolution est la suivante :

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chef du département système d’information ; chef du service informatique ; chef de service réseaux et nouvelles technologies ; Administrateurs d’applications ; Administrateur réseau ; Administrateur nouvelles technologies ; Analyste-programmeur ; Technicien système d’information.

1.3.3. Description des postes : Le chef du département système d’information Il initie et coordonne l’activité du département. Il conçoit l’architecture générale et élabore les plans d’action nécessaires à l’évolution du système d’information. Tenant compte du rôle transversal de l’activité informatique, il assure les liaisons fonctionnelles avec les différentes entités de l’entreprise. Le chef du service informatique Il coordonne l’activité du service. Il met en œuvre les applications issues des projets d’informatisation. Il est responsable des applications en production. Il recherche et met en œuvre les améliorations éventuelles à apporter aux applications. Le chef du service réseaux et nouvelles technologies Il coordonne l’activité du service. Il est responsable de la mise en place et du bon fonctionnement des infrastructures et outils logiciels de base des serveurs et des postes de travail. Il se charge de l’optimisation des performances des ressources (serveurs, postes de travail, réseau) et définit les stratégies de sécurité du système à l’aide des procédures de sauvegarde et à la protection antivirale. L’administrateur d’applications Il est responsable de la configuration et du suivi des applications en exploitation. Cela comprend le progiciel SAGE, les développements spécifiques ainsi que les logiciels à acquérir ultérieurement (GMAO). L’administrateur réseau Il a en charge la déclaration des nouveaux postes, la gestion de la sécurité et des droits d’accès aux ressources partagées, la gestion de l’infrastructure du réseau. La gestion de la sécurité consiste également en l’adaptation des procédures aux nouveaux outils et aux nouvelles menaces. Il se charge notamment du suivi des tentatives d’intrusion. L’administrateur nouvelles technologies Il a en charge l’ensemble des moyens liés aux nouvelles technologies. Il est responsable de la mise à jour et de l’administration du site Internet de l’entreprise, de l’Intranet, de la gestion documentaire, ainsi que des connexions au système d’information du groupe SNPC et à l’internet. L’analyste programmeur Il a en charge le développement et la maintenance des applications informatiques, réparties en deux domaines :

• gestion : les applications de gestion regroupent l’ensemble des fonctions de la finance, comptabilité, paie et ressources humaines ;

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• maintenance et production : c’est le domaine des fonctions de maintenance (stock, travaux) et de suivi de process.

Il assure la formation des utilisateurs aux logiciels de production. Le technicien système d’information Il est sous l’autorité d’un administrateur. Suivant le secteur dans lequel il évolue, il effectue :

- la mise en place des nouveaux postes de travail ; - les travaux d’exploitation, le contrôle des états produits et leur diffusion ; - l’assistance dans l’utilisation du poste de travail et des outils bureautiques ; - le petit entretien et le dépannage de premier niveau ; - l’assistance à l’utilisation des nouvelles technologies.

2. Configuration du système informatique Le site est constitué de plusieurs bâtiments qui abritent les différents services de la CORAF. La liaison entre les différents bâtiments et le service informatique est faite en fibre optique. Le service informatique est équipé de trois serveurs :

un serveur WIDOWS 2000 sur lequel sont installées toutes les applications ; un serveur WIDOWS 2000, contrôleur du domaine, qui gère les utilisateurs et l’administration

du réseau ; un serveur WIDOWS 2000, deuxième contrôleur du domaine, sur lequel on fait des

sauvegardes. Le système a été conçu de telle sorte qu’en cas de panne de l’un des serveurs, on puisse basculer sur un autre serveur pour éviter de bloquer les utilisateurs. Il y a environ 100 postes et 58 imprimantes reliés au serveur.

3. Liste des applications La CORAF utilise comme support de gestion informatique le progiciel SAGE et d’autres applications développées en interne pour tenir compte des spécificités propres à la société.

3.1. Progiciel SAGE :

Il a été installé par la société CAURIC et comporte les applications suivantes.

3.1.1. Gestion Commerciales L 100 Elle se compose des modules suivants :

- stocks - achats - ventes

Les trois modules sont opérationnels.

3.1.2. Gestion des Infrastructures L.1000

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Elle se compose du module gestion des biens. L’état de fonctionnement n’est pas satisfaisant, certaines fonctionnalités telles que les cessions, mise au rebut etc., ne sont pas opérationnelles.

3.1.3. Trésorerie SAGE L.1000 Ce module est utilisé pour la gestion de la trésorerie. Sa mise en exploitation est récente, et pour le moment, aucun incident n’a été signalé à l’informatique depuis son lancement. Il est considéré comme étant opérationnel.

3.1.4. Paie et GRH SAGE L.1000 Elle se compose des modules suivants :

- paie ; - gestion des carrières et compétences ; - gestion de la formation ; - gestion du temps ; - gestion des prêts.

Les modules « gestion des carrières et compétences » et « gestion de la formation » ne sont pas exploités. Les modules « paie » et « gestion du temps » sont opérationnels. Le module de « gestion des prêts » est opérationnel, mais sa fonctionnalité n’est pas assez élaborée. Il y a encore des améliorations à apporter sur ce module.

3.1.5. Gestion Financière et Comptable L.100 Elle regroupe les modules suivants :

- comptabilité générale ; - comptabilité auxiliaire ; - comptabilité budgétaire ; - comptabilité analytique.

Le module « comptabilité générale » est opérationnel, mais il reste à apporter des améliorations sur les règlements fournisseurs, pour donner pleine satisfaction aux utilisateurs. La « comptabilité auxiliaire » est opérationnelle. La « comptabilité budgétaire » est opérationnelle, mais d’après le responsable du service informatique, ces états ne sont pas suffisamment élaborés et ne peuvent être exploités dans des conditions satisfaisantes. La « comptabilité analytique » est en cours d’expérimentation.

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3.2. Autres applications : Ce sont des modules développés en interne par le service informatique pour répondre aux besoins des utilisateurs. Il s’agit des applications suivantes:

• application suivi des DT ; • module complémentaire paie ; • module interface comptable.

L’application « suivi des DT » est opérationnelle, elle est utilisée pour le suivi des coûts d’entretien de la raffinerie. Le module complémentaire « paie » a été développé pour tenir compte des spécificités du traitement de la paie à la CORAF. Le « module interface comptable » permet à la comptabilité de recevoir des données issues des applications non intégrées au module « gestion comptable et financière » notamment la gestion commerciale (Achats, stocks, ventes), l’application DT et la paie.

4. Traitements effectués au service informatique Avec le nouveau système, les utilisateurs sont indépendants. En effet, l’accès aux applications ne nécessite plus l’intervention directe de la DSI, sauf si le système est bloqué. Le département informatique effectue les opérations suivantes en tenant compte de la nouvelle organisation:

• maintenance des applications (correction, modification, mises à jour) ; • intervention ponctuelle à la demande des utilisateurs ; • sécurité du système d’exploitation.

Le serveur est équipé d’un antivirus dont la mise à jour se fait automatiquement par Internet. Par ailleurs l’accès au réseau se fait par un mot de passe attribué à chaque utilisateur. Les habilitations sont attribuées en tenant compte de la fonction qu’on occupe dans la société.

5. Effectifs L’équipe de la DSI est composée de 8 personnes, 5 collaborateurs agents de la CORAF et 3 consultants représentants de la société CAURIC.

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6. Forces, faiblesses et recommandations

Points forts Points faibles

Existence d’un progiciel de qualité La comptabilité matière est tenue manuellement.

Les modules suivants ne sont pas encore opérationnels :

- Comptabilité Analytique

- Gestion de trésorerie

Le module du budget nécessite quelques améliorations pour répondre aux besoins des utilisateurs (besoins actuels et futurs : voir recommandations du § 8 sur les outils de gestion).

Le personnel n’a pas été impliqué dans la phase d’installation du progiciel et éprouve des difficultés pour répondre au besoin des utilisateurs.

Dépendance très forte vis-à-vis de la société CAURIC qui a installé le progiciel.

Le module gestion des immobilisations existe mais il n’existe pas encore de fichier des immobilisations.

Les requêtes du service comptabilité sont systématiquement envoyées au service informatique : manque d’autonomie de la comptabilité qui devrait disposer de ses propres outisl de requêts.

Recommandations:

- Informatiser la comptabilité matière - Mise en place de la comptabilité analytique (voir également § 8) - Améliorer le module Gestion du budget et gestion de la trésorerie - Mettre en place un fichier des immobilisations - Mettre en place la GMAO - Compléter la formation du personnel en matière d’utilisation de l’outil.

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Les outils de gestion

1. Comptabilité et résultats analytiques

2. Comptabilité budgétaire et contrôle par département

3. Arrêtés mensuels et trimestriels

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CHAPITRE 8 : LES OUTILS DE GESTION

1. Comptabilité et résultats analytiques Les comptes de la CORAF ont fonctionné jusqu’en 2006 sans réelle comptabilité analytique. En matière d’états financiers – ou de comptes synthétiques – les dernières données disponibles

pour la Direction comme pour le consultant, à la date de nos contrôles soit en mars 2007, sont la liasse « Prévision de clôture (PC) 2006 et budget (B) 2007 ». Une revue de cet état nous a conduits à faire les constats suivants : - le compte de résultat est présenté de façon purement comptable au format OHADA, avec

une comparaison PC / B, - les charges sont présentées en frais de fonctionnement, avec une comparaison PC / B. - la marge matière est fausse, faisant état d’une marge à -12.5 milliards FCFA alors que la

marge définitive est d’environ – 34 milliards ; - aucune analyse de marge n’est présentée, ni par mois, ni même entre le 1er semestre et le 2nd

semestre (après révision de la grille tarifaire), - le résultat net (estimé dans la PC) est également totalement sous-estimé : -22 contre – 42 en

réalité. Des études et rapports ont été confiés à un cabinet extérieur local (GKM), pour 2004 puis pour

2005, avec pour objectifs de : - a) déterminer des coûts de fonctionnement par unité de l’usine, - b) déterminer des coûts de revient des produits pétroliers, - c) valoriser les stocks au moyen des coûts de revient. Les calculs ont été faits par le consultant, et publiés, la direction comptable envisageant actuellement de mettre en place des outils de gestion pour systématiser cette approche. Au regard des pratiques en raffinerie, s’il est possible, et courant, de déterminer un coût de fonctionnement par unité dans le cadre d’une comptabilité analytique et budgétaire performante (objectif a), en revanche, l’approche du coût de revient par produit (objectif b) est inhabituelle , car généralement inopérante, ; s’agissant de flux continu et non individualisés, il est techniquement difficile de vouloir déterminer un coût de revient par produit. Il nous a été indiqué que l’approche du coût de revient par produit, certes limitée, présenterait l’intérêt de percevoir et d’orienter les subventions éventuelles des pouvoirs publics (discrimination produits locaux / produits importés) Nous recommandons néanmoins à la CORAF de cesser ses efforts vers le calcul d’un coût de revient par produit et de se concentrer avant tout sur les « basics » de son analytique. A l’image de ce qui se pratique dans d’autres raffineries, nous recommandons à la CORAF des

basics de comptabilité analytique :

- de procéder à l’analyse du retraitement des certaines charges – par exemple, étalement des coûts des grands arrêts (« arrêts métal ») sur la durée normative entre 2 arrêts ; étalement

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des coûts de régénération des catalyseurs ; analyse de certains engagements (retraite, dépollution, …),

- de procéder à l’analyse mensuelle de la marge matière ; d’identifier l’incidence des facteurs

prix d’achat, prix de vente (marché local, export), rendement et mix-produit ; une telle analyse doit être disponible mensuellement environ en J+7 – de façon provisoire pour le mois passé, puis de façon définitive une fois les prix fiscaux définitifs arrêtés ;

- de procéder à l’analyse mensuelle immédiate des grandes catégories de coûts dans un

premier temps pour les coûts qui peuvent être contrôlés rapidement (charges de personnel avec la paie, consommations de pièces avec les sorties de stocks,…),

- d’analyser, de contrôler et d’allouer les frais d’approche aux stocks, de façon à déterminer leur

coût de revient réel et de valoriser leur consommation (sorties de stocks); de mettre en place des outils de contrôles et de comptabilisation des entrées / sorties de stocks ;

- de présenter enfin les résultats de façon analytique ; des exemples peuvent être trouvés dans

les annexes de ce rapport, en s’inspirant de la répartition des charges suivant la méthodologie Solomon, etc…

La raffinerie est en train de mettre en fonction le(s) module(s) de comptabilité analytique dans l’outil de gestion SAGE 1000 ; nous recommandons une analyse préalable approfondie des besoins en matière de comptabilité analytique et budgétaire avant de paramétrer l’outil.

2. Comptabilité budgétaire et contrôle par département La CORAF ne dispose à l’heure actuelle pas d’une véritable politique budgétaire ni des outils correspondants. Nous recommandons que soit rapidement mis en place : un processus budgétaire au cours duquel les responsables de départements s’engagent sur des objectifs qualitatifs et quantitatifs chiffrés et les discutent avec la DU, que la DU elle-même fixe les objectifs-cadre à court et moyen terme qui servent de référence au budget annuel, qu’un outil de reporting régulier (trimestriel) permettre rapidement à la DU et aux départements de confronter les résultats trimestriels aux budgets, qu’une analyse formalisée des écarts soit conduite au niveau DU (contrôle de gestion) et au niveau département, et qu’enfin soit mis en place un système d’intéressement aux performances aux niveaux département d’une part, et DU d’autre part.

3. Arrêtés mensuels et trimestriels La CORAF ne dispose à l’heure actuelle pas d’outils ni de processus permettant des arrêtés périodiques fiables donnant des indications de la performance financière de l’usine en cours d’année. Même au niveau du résultat annuel, l’exemple du résultat 2006 mal appréhendé illustré en annexe 3 (A.3) donne un exemple de l’insuffisance de contrôle des comptes et du résultat. En revanche, les instruments de suivi et de prévision de la trésorerie qui ont été mis en place récemment sont des outils (tableaux Excel) particulièrement utiles, qui pourraient être intégrés dans le logiciel de comptabilité.

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Nous recommandons que soit mis en place au minimum : (i) une analyse de la marge commerciale domestique et export mensuelle, à J + 10 au départ ; cette analyse de marge doit être revue et analysée par la DU, et peut-être partagée périodiquement avec la Direction du groupe (SNPC) et les autorités ; (ii) une analyse des coûts complets de raffinerie, par trimestre au début, par mois ensuite ; (iii) une analyse du résultat de change mensuellement, compte tenu de l’importance de ces résultats.

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Analyse comparative des coûts de la raffinerie

1. Méthodologie 2. L’image des coûts en 2005 et 2006

2.1. Le résultat analytique de CORAF en coûts de raffinage et hors raffinage 2.2. Les coûts globaux de raffinage et les charges nettes hors raffinage 2.3. Les coûts de personnel et avantages sociaux 2.4. Les coûts de maintenance et services généraux 2.5. Les coûts des grands arrêts des unités 2.6. Taxes et assurances 2.7. Autres frais de raffinerie 2.8. Additifs et produits chimiques 2.9. Catalyseurs 2.10. Pertes et combustibles – frais variables 2.11. Utilités 2.12. Amortissements 2.13. Intérêts 2.14. Coûts sociaux hors raffinage 2.15. Frais bancaires 2.16. Forex (Résultat de change) 2.17. Coûts indirects des ventes 2.18. Gains nets hors raffinage

3. Les perspectives d’évolution des coûts et les recommandations éventuelles

3.1. Les charges de personnel 3.2. Maintenance et master plan de rénovation 3.3. Assurances et taxes 3.4. Amortissements 3.5. Synthèse des protections de coûts (en MM FCFA)

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CHAPITRE 9 : ANALYSE COMPARATIVE DES COÛTS DE LA RAFFINERIE

1. Méthodologie Le consultant s’est appuyé sur la démarche d’enquête dite « Solomon » qui classifie les coûts d’exploitation des raffineries dans le monde, en classant ces raffineries en fonction de leur « type » - complexité et spécialités principalement. Ces enquêtes étant une référence dans l’industrie du raffinage, le consultant s’est appuyé sur cette démarche pour effectuer une analyse de type bench-marking. Les coûts sont comparés dans le monde en cents d’US$ par baril de brut traité. La CORAF n’a pas encore choisi de répondre aux enquêtes Solomon, et ne dispose donc pas actuellement :

ni de la méthodologie de recensement de ses coûts suivant cette analytique particulière, ni de moyens d’évaluer ses performances au regard des données du secteur.

Le consultant a décidé d’effectuer une analyse des coûts de la CORAF sur 2 derniers exercices comptables - 2005 et 2006. Remarques méthodologiques:

la raffinerie n’est actuellement pas équipée pour identifier très rapidement les coûts analytiques ; la raffinerie n’a par ailleurs pas pu se préparer aux demandes des consultants ; les résultats n’auront donc pas la précision qu’une véritable enquête Solomon permettrait d’atteindre. Pour ce diagnostic, l’objectif du consultant est surtout de situer les coûts de CORAF dans les grandes masses ;

la raffinerie n’avait pas totalement arrêté ses comptes 2006 au moment du diagnostic ; deux sources d’informations comptables officielles étaient disponibles – les états financiers du Budget 2007 en « prévisions de clôture 2006 (PC) » d’une part, une balance générale (BG) non arrêtée 2006 d’autre part. Après analyse avec la Direction financière, et intégration des écritures comptables manquantes sur BG, il est apparu que PC présentait un déficit d’environ 21.6 milliards FCFA et BG d’environ 41.8 milliards FCFA ; les résultats PC étant manifestement erronés ceux de BG semblant les plus fiables, le consultant a fondé son analyse sur les dernières données comptables de BG ;

la raffinerie n’établit pas de compte de résultat analytique qui permettrait à la Direction une analyse des différents niveaux de résultats, et des niveaux de charges. Le consultant a donc travaillé sur une répartition – et lorsque cela était possible sur des retraitements comptables - des charges par catégories, en suivant les principales classifications habituelles, en particulier celles des enquêtes Solomon. Le consultant rappelle qu’une démarche Solomon complète mobilise en général un chef de projet et des collaborateurs pendant plusieurs mois, avec des outils comptables et analytiques puissants. La classification obtenue dans le cas de CORAF est un indicateur, mais n’a pas vocation à donner des chiffres précis à ce stade ;

la raffinerie est actuellement de type « hydroskimming » - c’est à dire sans aucune complexité, car son hydrocraqueur ne rempli actuellement pas de fonction de conversion ; elle se compare à un panel « Solomon » de 5 raffineries du même type, dont la taille moyenne est de 4,9 MT contre 1 MT de capacité pour CORAF (0.55 MT et 0.65 MT de traitements effectifs en 2005 et 2006) ;

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les données Solomon sont habituellement établies en centimes de dollars US par baril traité (« cts$/Bbl ») ; compte tenu du très faible niveau d’activité de la CORAF, le consultant a choisi de compléter les données comparatives de type Solomon en cts$/Bbl par des données en valeur absolue d’une autre raffinerie de la région, dont la complexité est comparable (« hydroskimming »), les traitements plus proches de ceux de la CORAF (2 MT), et qui a demeure peu performante, car ayant de très importants progrès à réaliser ; enfin, le consultant a également présenté les résultats de la CORAF pour un traitement théorique de 1 MT, soit sa capacité nominale. Ceci afin de comparer également des coûts fixes sur des quantités normatives.

Les coûts de raffinage des enquêtes bisannuelles Solomon datent de l’année 2004 ; ils sont les derniers disponibles et demeurent pertinents pour les besoins de ce diagnostic. Le consultant a choisi de présenter les coûts de raffinage hors coûts du fioul, car la hausse des prix du pétrole a renchéri considérablement ce poste de frais entre 2004 et 2006. L’analyse des consommations de fioul par la CORAF a donc été conduite uniquement en quantités (et non en prix).

Schéma de présentation de données :

Ce schéma explique quels types de données sont présentés au cours de ce chapitre.

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2. L’image des coûts en 2005 et 2006

2.1. Le résultat analytique de CORAF en coûts de raffinage et hors raffinage

Commentaires succincts : La CORAF a

traité 552.2 KT de brut en 2005 et 654.1 KT en 2006, vendu en 2005 pour 84.1 milliards (MM) de FCFA, et en 2006 pour 113.2 MM FCFA, et

réalisé des produits totaux (y compris variations de stocks et revenus accessoires) à hauteur de 114.5 MM FCFA.

En matière de coûts En 2006,

son coût des ventes est de 148.4 MM FCFA. la marge matière est de – 24.5 MM FCFA. (contre – 7.4 MM FCFA en 2005)

Cette marge est un résultat avant coûts internes, et après avoir tenu compte des subventions reçues du gouvernement sur les achats, des différentiels de fret sur le fioul exporté, et autres éléments liés à la marge. La CORAF, avant ses coûts internes, perd ainsi en moyenne -10.1 $ par baril traité ($/Bbl). le résultat net de la CORAF est de – 41.8 MM FCFA, ou encore -17.2 $/Bbl les coûts nets totaux s’élèvent donc à -7.1 $/Bbl et se décomposent en :

o coûts de raffinage pour - 7.9 $/Bbl o produits nets hors raffinage pour + 0.7 $/Bbl

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Les comparaisons Solomon en $/Bbl donnent les résultats suivants en termes de coûts de raffinage (hors consommations combustibles et pertes) :

Coûts de la CORAF sont de - 7.9 $/Bbl en 2006 et de 8.0 $/Bbl en 2005 Coûts des raffineries moyennes Solomon hydroskimming : - 2.2 $/Bbl Coûts d’une raffinerie peu performante du Golfe (« R1 »): - 5.2 $/Bbl Coûts de la CORAF normatifs (traitement de 1 MT) : - 5.1 $/Bbl

En conclusion préliminaire, la CORAF a actuellement des coûts de fonctionnement qui la rendent non compétitive, à la fois au plan mondial et même par rapport à des raffineries du Golfe de Guinée. Si la CORAF parvenait à produire à 100% de ses capacités nominales, mutatis mutandis, elle atteindrait un niveau de coûts au baril qui la situerait au niveau de raffinerie(s) peu performante(s) de la région. En matière de marges et de résultats nets Des analyses détaillées des résultats de la CORAF entre 2003 et 2006 sont fournies dans les annexes financières :

- analyse de l’activité, - analyse des résultats par solde intermédiaire de gestion, - analyse des marges export et des marges sur le marché local, - analyse de l’effet des subventions de l’Etat, des différentiels sur le contrat fioul.

La suite de l’étude va analyser les « performances » par grand type de coût, et l’évolution possible de ces coûts dans le cadre des plans de progrès et des recommandations formulées au cours de ce diagnostic.

2.2. Les coûts globaux de raffinage et les charges nettes hors raffinage 2.3.

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A. Les frais fixes (sous-total « non volume related ») s’établissent à : 97.5 cts$/Bbl pour la moyenne des raffineries Solomon, et à environ 550 à 600 pour la

CORAF qui travaille en-dessous de ses capacités ; avec une activité à 100%, la CORAF produirait avec un niveau d’environ 360 cts/Bbl, soit à

plus de 3.5 fois les standards. On constate en particulier une part très élevée des coûts salariaux, qui provient notamment d’un niveau élevé de salaires moyens, notamment par rapports à certaines raffineries de la région.

B. Les frais variables (« volume related ») hors « énergie » (combustibles et pertes) sont traditionnellement à des niveaux faibles en raffinerie, quelques cts$/Bbl. C’est aussi le cas de CORAF, notamment en termes d’utilities. C. Les charges calculées (« non cash ») s’élèvent à :

95 cts$/Bbl pour la moyenne des raffineries Solomon, et à environ 180 à 220 pour la CORAF qui travaille en-dessous de ses capacités ;

avec une activité à 100%, la CORAF produirait avec un niveau d’environ 145 cts/Bbl, soit à 1.5 fois les standards. On constate en particulier un niveau très faible d’investissements depuis des années, donc du niveau des charges d’amortissement.

D. Les charges hors raffinage

Les résultats comptables 2005 et 2006 de la CORAF sont fortement influencés par des éléments hors « core business » du raffinage : - des subventions reçues de l’Etat, - des pertes nettes de change en 2005 et des gains nets en 2006, - des annulations de dettes de la part des autorités en 2006, - des frais bancaires en augmentation en 2006. Analyses détaillées des charges par catégorie

2.4. Les coûts de personnel et avantages sociaux

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Les charges de personnel comprennent tous les éléments de rémunérations (salaires, primes,

heures supplémentaires), les charges sociales et para fiscales liées aux salaires, les coûts de formation, et enfin les honoraires des « consultants » qui sont des ex-salariés partis en retraite et travaillant actuellement pour la raffinerie. Les avantages sociaux comprennent les retraites, le restaurant d’entreprise, les logements et coûts associés. Le coût du personnel est la somme des deux.

Les charges moyennes de personnel CORAF sont élevées par rapport à celles d’autres raffineries du Golfe. Les salaires ont fortement augmenté en 2004, année au cours de laquelle le salaire horaire a été revalorisé par réalignement des grilles salariales sur la convention collective des entreprises de recherche et de production d’hydrocarbures, à laquelle CORAF a adhéré (+ 75% à effet du 1er janvier 2004).

La masse salariale s’est globalement maintenue entre 2005 et 2006 (à 4.7 milliards), avec moins de personnel effectuant des heures supplémentaires notablement accrues, pour compenser l’effet des nombreux départs intervenus en 2004, 2005 et 2006. A cette masse salariale s’ajoute, en 2006, environ 0.5 MM FCFA d’honoraires des ex-salariés travaillant comme consultants.

Les avantages sociaux sont relativement peu élevés par rapport à d’autres raffineries du Golfe, où ils peuvent atteindre l’équivalent des salaires.

La formation ne concerne que les opérateurs depuis plusieurs années, à l’exclusion des autres catégories de personnel ; elle doit donc être renforcée à l’avenir, y compris pour du rattrapage. D’un niveau initial faible, elle s’est accrue en 2006, et s’est poursuivie en 2007, notamment dans l’optique de la formation des jeunes recrues pour le renouvellement des générations.

Le ratio du total des coûts personnel au baril s’est amélioré entre 2005 et 2006 de (28) cts/Bbl -

sous l’effet conjugué : - de l’augmentation des traitements : - 49 cts$/Bbl, - de l’augmentation nette des coûts : + 21 cts/Bbl ;

Les coûts ont été légèrement réduits au plan des « autres indemnités & avantages », des retraites, des congés payés, du restaurant d’entreprise ; en contrepartie, l’effort de formation s’est accru en 2006.

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En comparaison d’autres raffineries, en cts$/Bbl, la CORAF - Fonctionne actuellement avec des coûts de personnel en cts$/Bbl environ 3 fois supérieurs aux raffineries équivalentes du Golfe de Guinée, et 7 fois supérieurs aux raffineries équivalentes dans le monde (« Hydroskimming »). Le niveau élevé des salaires et primes par rapport à la zone est le principal facteur explicatif. - A pleine utilisation de ses capacités actuelles (1 MT), ses coûts de personnel resteraient environ 2 fois supérieurs à ceux de la région. La raffinerie, par sa taille très petite, est fortement pénalisée par rapport aux autres usines.

2.5. Les coûts de maintenance et services généraux

Les coûts de maintenance stricto sensu et de services généraux ont légèrement diminué de 2005

à 2006 ; en revanche, les frais de transports et de transitaires liés aux achats ont cru de 50%, bien que les stocks n’aient pas sensiblement augmenté entre 2005 et 2006.

Les charges de maintenance stricto sensu de 2006 comprennent par ailleurs environ 0.4 milliard de coûts liés à la réfection des unités incendiées en octobre 2005 ; donc hors événement exceptionnel, la maintenance a diminué en 2006 ;

De 2005 à 2006, la diminution du coût unitaire de (12) cts/Bbl est donc presque entièrement due à un plus grand traitement.

En comparaison des autres raffineries, en cts$/Bbl, les coûts de maintenance de CORAF sont: - Environ 1,5 fois supérieurs à d’autres raffineries du Golfe, et 4 à 5 fois supérieurs aux

raffineries équivalentes dans le monde (« Hydroskimming ») ; - à pleine utilisation des capacités actuelles (1 MT), ses coûts unitaires sont comparables à

ceux de la région. - Les coûts de maintenance en valeur absolue sont relativement faibles, s’agissant de coûts

fixes variant peu avec la capacité de la raffinerie. Elément de bench-marking : • Des coûts normaux sont d’environ 1.4% de la valeur de remplacement (ratio tenant compte de

frais d’approche plus élevés qu’en Occident), appliqués à environ 110 milliards FCFA (à confirmer), soit 1.5 milliard de FCFA annuel pour un entretien normal.

• Par ailleurs, le consultant a identifié un back-log en matière d’entretien passé (insuffisances) et établi une liste des besoins de rénovation (voir chapitre Master Plan de rénovation), chiffrés à environ 11 MM FCFA. Ce rattrapage a été détaillé au chapitre suivant «perspective d’évolution des coûts ».

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En conclusion, les charges de maintenance en valeur absolue s’établissent à un niveau relativement peu élevé ; les préconisations techniques conduiraient à un effort accru sur cette maintenance, notamment un important rattrapage, donc à des coûts à venir plus élevés (voir § 3.2).

2.6. Les coûts des grands arrêts des unités Le dernier arrêt a eu lieu en 2002, avec des opérations qui se sont prolongées en 2003.

Le coût total comptabilisé a été de 5.96 milliards de FCFA. Pour la méthodologie Solomon, le coût normatif a été calculé à partir la durée normale entre deux arrêts, soit 4 ans, soit un coût annuel de 1.49 milliard FCFA. L’arrêt de 2002 fut particulièrement lourd, puisqu’il est intervenu après un arrêt des unités de plusieurs années (entre 1997 et 2000). Le prochain arrêt est programmé en deux temps, en 2007 pour DSV et Hydrocraqueur, et en 2008 pour le reste des unités. Le coût est budgété à 4.7 milliards FCFA, avec une hypothèse de 20% de travaux en moins, et de réduction des coûts par appel d’offres.

En comparaison des autres raffineries, en cts$/Bbl, la CORAF a des coûts d’arrêt

- 2 à 3 fois supérieurs à d’autres raffineries du Golfe, et 7 à 8 fois supérieurs aux raffineries équivalentes dans le monde (« Hydroskimming ») ;

- à pleine utilisation des capacités actuelles (1 MT), elle resterait à des coûts 2 fois supérieurs à ceux de la région.

Dans l’hypothèse d’un prochain arrêt conforme aux prévisions, le coût annuel passerait de 1.49 à 1.17 soit un gain d’environ 0.3 milliard par an.

2.7. Taxes et assurances

La prime du contrat d’assurance « tous dommages » s’élève à 0.99 milliard en 2006 ; il couvre les

sinistres au-delà d’une franchise de 1 M US$ - soit 0.66 milliard FCFA. La raffinerie est confrontée à des sinistres réguliers, le dernier significatif en date, octobre 2005, ayant affecté les unités DSV et HDC, pour un montant total de 0.4 milliard.

Les primes d’assurance ont crû de 2005 à 2006 de 0.3 milliard ; le total du poste « taxes et assurances » a augmenté de 0.51 milliard.

De façon liée, les taxes sur assurances ont crû de 0.2 milliard.

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Compte tenu de la sinistralité passée, du diagnostic peu favorable en matière de prévention et de

sécurité, et de la vétusté des installations, les primes d’assurance ne semblent pas devoir diminuer de façon significative avant les effets d’un plan de remise à niveau sur les 3 thèmes évoqués. Voir l’Annexe Financière A5 pour une analyse comparative.

Il a été indiqué au consultant que, compte tenu de ce que les sinistres récurrents ne dépassaient pas la franchise, la CORAF pourrait avoir recours à l’auto-assurance par l’Etat pour les risques majeurs. L’Actionnaire a instruit la Direction de mettre de diligenter la mise en œuvre des préconisations des différentes missions d’inspection des assureurs sur les exercices 2007 et 2008. Il devra en résulter pour la CORAF une meilleure capacité de négociation dans le renouvellement des polices TRS et RC pour 2008 et 2009.

2.8. Autres frais de raffinerie

Ces postes sont difficiles à comparer, pouvant être assez différents entre raffineries. Pour CORAF, ces coûts sont principalement constitués de :

- Frais de missions : environ 0.3 milliard CFA en 2005 et 0.2 en 2006 ; baisse significative en 2006 ;

- Honoraires : environ 0.10 en 2005 et 0.15 en 2006 ; la hausse de 2006 provient en particulier des consultations informatiques (société CAURIC) ;

- Matières et fournitures diverses (bureau, etc.) : environ 0.2 en 2005 et 2006.

En comparaison des autres raffineries, en cts$/Bbl, ces coûts sont :

- équivalents à ceux d’autres raffineries du Golfe, et 2 à 3 fois supérieurs aux raffineries équivalentes dans le monde (« Hydroskimming ») ;

- à pleine utilisation des capacités actuelles (1 MT), ces coûts seraient en ligne avec les résultats moyens mondiaux de raffineries Hydroskimming.

Compte tenu des efforts importants à fournir à l’avenir en matière de modernisation des outils de gestion et de pilotage, il est probable que le poste « consultants » ne diminue pas, ou même s’accroisse. Pas de diminution de coût espérée, globalement, sur les « autres frais de raffinerie ».

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2.9. Additifs et produits chimiques

Le plomb tétra-éthyle a été éliminé à partir de 2006, réduisant du même fait les coûts de 0.1

milliard. Le niveau est en ligne avec les autres raffineries. Pas de modification notable à attendre à l’avenir.

2.10. Catalyseurs

• L’HDC a environ 12 ans d’âge, et son catalyseur n’a pas été régénéré depuis environ 5 ans ; il en

résulte un niveau de conversion à peu près nul. Le catalyseur du Réformeur Catalytique (RC) a été régénéré début 2007. Il en résulte un coût nul sur les dernières années, fruit d’une gestion non optimum des unités.

La mise aux normes devrait se traduire par un bien meilleur rendement des unités Hydrocraqueur, Hydrotraitement des distillats et Réformeur Catalytique, et en contrepartie à un accroissement des coûts d’environ 0.1 MM CFA par an (voir § 3.5) .

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2.11. Pertes et combustibles – frais variables

Les taux de consommations et pertes sont élevés – évoluant en 6.5% et 7.5% -, soit très au-

dessus des moyennes de toutes les autres raffineries. Les résultats 2006 (tirés des bilans matières) sont les plus mauvais des dernières années. En l’absence d’analyse interne au sein de la raffinerie sur les causes de ce niveau élevé, il n’est pas possible d’émettre de préconisation précise à ce stade.

En 2006, il a été consommé 26.6 KT – valorisés à 3.69 milliards FCFA - de fuel oil dans les brûleurs ; le mix fuel gaz & fuel oil pourrait évoluer vers un minimum fuel, compte tenu des possibilités des brûleurs de l’usine. Le consultant n’a pu obtenir les données correspondantes permettant d’effectuer le chiffrage.

Il est recommandé à la CORAF d’effectuer ces calculs et projections. Une fois les sources de pertes identifiées, et les mesures correctrices mises en œuvre, Il est recommandé à la CORAF d’effectuer ces calculs et projections.

2.12. Utilités

La CORAF n’utilise quasiment pas d’électricité en provenance de l’extérieur, notamment en raison du manque de fiabilité de l’alimentation par la ville. Elle produit son électricité à partir d’une centrale à 4 groupes diesels de 3.3 MW chacun, dont 2 sont en état de marche. En conséquence, la CORAF consomme : - du FO 1500 et du GO pour alimenter les groupes diesel, - du FO 1500 pour diluer son F0 630. Voir le chapitre « Consommations et pertes » (§ 2.11). Pas de remarque particulière sur les utilités.

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2.13. Amortissements

Le niveau d’amortissements en valeur absolue est faible ; il est lié au peu d’investissements

récents, et au vieillissement des installations. Les amortissements vont augmenter à compter du prochain arrêt, à l’occasion duquel il est prévu

un budget d’investissements d’environ 4.7 milliards ; le niveau d’amortissement passerait à environ 3.4 milliards (hors grands arrêts).

Mutatis mutandis – hors incidence des préconisations du consultant en matière d’investissements stratégique– les coûts à venir devraient croître d’environ 0.5 milliard à très court terme et 0.7 à moyen terme.

2.14. Intérêts

En 2006, les intérêts se décomposent en

- Crédits fournisseurs – 1.7 milliard : ENI et TEP accordent un crédit à 60 jours, au-delà duquel sont facturés des intérêts débiteurs ; ces derniers ont augmenté en 2006 de 0.6 milliard.

- Intérêts sur emprunts – 0.45 milliard en 2006, et 0.02 en 2005. Ils représentent les intérêts relatifs, d’une part au prêt de 10 MUS$ de TEP qui a été remboursé à fin décembre 2006, et d’autre part du nouveau prêt L’Acheteur du fuel consenti au cours de l’exercice 2006.

- Escomptes accordée à L’Acheteur du fuel – 0.25 milliard en 2006, et 0 en 2005. Le consultant recommande une consolidation du bilan de la CORAF, de façon à financer par des ressources permanentes les besoins structurels générés par l’exploitation. Voir Volume II en matière de préconisation financière. La consolidation de son bilan devrait faire diminuer les frais financiers de CORAF.

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Coûts non raffinage La plupart des raffineries appartenant à un groupe pétrolier bénéficient de support commercial, financier, logistique et administratif qui permet de réduire au minimum les coûts de fonctions non raffinage, souvent en contrepartie de coûts de siège, lesquels sont globalement classés dans la méthodologie Solomon en « allocated G&A non personnel costs » (2.7 cents/Bbl toutes raffineries confondues, 0.2 cent/Bbl pour les raffineries hydroskimming). La CORAF n’a pas de tels coûts, recevant peu de support de son groupe. Dans le cas de CORAF, ces coûts non raffinage l’apparentent à certaines raffineries isolées qui supportent les handicaps d’absence de tels supports, et donc des coûts hors raffinage variables, et souvent élevés.

2.15. Coûts sociaux hors raffinage

Les 70 millions FCFA sont constitués des honoraires de médecins du centre médical social (CMS). A ce stade, et faute de comptabilité analytique opérationnelle, il n’a pas été possible d’isoler les coûts annexes du CMS, tels que la prise en charge des voyages et frais d’hébergement à l’étranger dans les cas d’interventions médicales complexes, les dépenses excessives liées aux soins prodigués au-delà du personnel et de leur famille stricto sensu. Une fraction de ces coûts sont ainsi noyés dans les « autres frais de missions » du poste « autres frais de raffinerie » (§ 3.2.7.). Il nous a été indiqué qu’un contrôle plus strict de ces frais annexes CMS avait été engagé par la nouvelle Direction depuis le début de l’année, et qu’il devait conduire de façon immédiate à réduire d’environ 0.1 milliard ces frais en 2007.

2.16. Frais bancaires

Ces frais correspondent principalement à des frais de virements à l’étranger et commissions sur change au titre du règlement des fournisseurs de brut ENI et TEP. La CORAF règle en particulier les frais de sa banque et de celle de ses fournisseurs sur de telles opérations.

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D’autres raffineries « isolées » de la région supportent des frais bancaires élevés liés, aux coûts élevés des pays de la zone, à la difficulté à négocier des conditions avantageuses, et au manque de support d’une maison-mère bénéficiant de tables de change. La CORAF pense améliorer cette gestion via un compte bancaire en devise qui devrait lui permettre à la fois de réduire son exposition au change et de réduire un peu ses frais de commission sur change. En conclusions, compte tenu d’une activité locale en FCFA et d’une activité commerciale en devises, et de son isolement, la CORAF subit des frais élevés avec peu de marge de manœuvre, donc peu de gain à attendre.

2.17. Forex (Résultat de change)

En l’absence d’instruments de couverture de change – pas de table de change d’une maison-mère, restrictions liées à la place financière de Brazzaville – CORAF subit comme d’autre raffineries « isolées » africaines des écarts de change au gré de la fluctuation du cours US$/FCFA (idem à celle du US$ / €). Les écarts de change sont directement liés aux conditions commerciales particulières sur les principaux flux que sont :

- créances en US$ sur L’Acheteur du fuel au titre du contrat FO 630 : règlement à 60 jours, risque sur 60 jours ; CORAF enregistre une perte nette en 2005 et un gain net en 2006.

- dettes sur brut acheté à TEP et à ENI : règlement théorique à 60 jours et effectif à plusieurs mois, au cours desquels CORAF est en position de change ; CORAF enregistre une perte nette en 2005 et un gain net en 2006.

- dette TEP de 10 MUS$ en 2006.

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Evolution du résultat de change par tiers

-2 500 000 000

-2 000 000 000

-1 500 000 000

-1 000 000 000

-500 000 000

0

500 000 000

1 000 000 000

1 500 000 000

2 000 000 000

clients Fournisseur clients Fournisseur

2005 2006Gain de changePerte de changeRésultat de change

Le taux de l’US$ augmente globalement en 2005 et baisse globalement en 2006, ayant un effet identique sur les comptes clients et fournisseurs, contrairement à toute attente. Faute d’analyse fine du résultat de change par un contrôle de gestion chez CORAF, il est difficile de conclure.

Evolution du cours $/CFA

440.0

460.0

480.0

500.0

520.0

540.0

560.0

580.0

2005 2006 Compte tenu des retards structurels de paiement des factures de brut en devises à TEP et ENI, la CORAF, qui subit une position de change durant une très longue période, devrait couvrir ses positions de change de façon à tendre vers un résultat nul. Une meilleure gestion des positions de change (couverture) conduirait à réduire le résultat de change – Incidence par rapport à 2006 : environ – 1.5 milliard sur le résultat net.

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2.18. Coûts indirects des ventes

Ces coûts sont constitués pour moitié de prestations de douane - prestations refacturées

indirectement par les transitaires import (droits et taxes). Pour 2006 le montant est de FCFA 0.86 Milliards. Pour le solde, ces charges comprennent des ajustements de comptes de tiers (0.25 milliards au titre d’annulation de dettes diverses), de rémunération des transitaires sur export de fuel (0.1 milliard).

2.19. Gains nets hors raffinage

Ces comptes comprennent des opérations relatives à des annulations de comptes de tiers (0.3) et

reprise de provisions pour risques et charges (0.4). RAS. Ces charges sont de nature non récurrente.

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3. Les perspectives d’évolution des coûts

Dans une perspective dynamique de cette étude, le consultant a essayé de projeter l’évolution souhaitable et / ou prévisible de certaines catégories sensibles de coûts.

3.1. Les charges de personnel Evolution des coûts moyens de personnel

L’embauche définitive des 109 ex-stagiaires doit accroître le salaire moyen à compter de l’année 2007. Nous avons synthétisé les données existantes et projeté schématiquement les coûts de personnel suivants : augmentation attendue de 21% du salaire moyen.

Certains éléments de coûts salariaux ne vont pas évoluer proportionnellement (primes d’ancienneté, prime de diplôme, …) au salaire moyen. Nous avons fondé nos calculs sur un accroissement de 15% de la totalité des coûts de personnel (hors consultants). Nous avons par ailleurs reconduit en 2007 le coût moyen du consultant 2006.

Evolution des besoins en personnel

A l’heure actuelle, l’organigramme présente plusieurs postes non encore pourvus. A cet égard, il existe encore deux avis au sein de la raffinerie, l’un favorable à l’embauche nécessaire pour tous les postes vacants, et l’autre favorable à un recours à de la sous-traitance. Il n’a pas été possible au consultant d’obtenir une évaluation précise des postes manquants, dont le nombre évolue suivant les interlocuteurs entre environ 20 et 45 personnes. A des fins de scenario, nous avons retenu un chiffre prudent de 30 postes manquants, générant un besoin immédiat, comme base de départ. Par ailleurs, la nécessaire remise à niveau (proposée par le consultant) de la raffinerie va nécessiter une force de travail supplémentaire sur plusieurs années, estimée à environ 30 postes supplémentaires au départ, 20 en 2010, et nul à la fin du processus. Ensuite, le programme actuel d’automatisation, qui doit démarrer à partir de la seconde phase du grand arrêt (2008), aura progressivement pour effet de diminuer certains postes et tâches (relevé en bacs, …) à compter de 2009. A cela il faut ajouter l’effet d’expérience et de formation dont devraient bénéficier les 109 nouveaux titularisés. Les effets cumulés permettraient une chute rapide des besoins à compter de 2010.

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La CORAF employait en moyenne 41 « consultants » en 2006. Le chiffre de 40 consultants a été retenu comme base de départ en 2007. L’ensemble de ces facteurs a permis de déterminer un « effectif total cible » pour les années 2007 à 2012. L’effectif cible à terme - équivalent à un effectif incompressible aux conditions actuelles - a été fixé à 260 de la manière suivante : par application très conservatrice de la méthodologie Solomon par calcul d’heures avec l’indicateur composite EDC, nous avons estimé le nombre de postes nécessaires à 225, pour opérer la raffinerie de façon efficiente ; par ailleurs, compte tenu du contexte local et de la moindre efficience du tissu industriel local, nous avons réévalué ce chiffre à 260 personnes. Face à ces besoins, on constate que l’effectif naturel va diminuer rapidement en raison d’une pyramide des âges concentrée sur la partie 50-55 ans ; dans l’hypothèse où le départ à la retraite est maintenu à 55 ans, les départs seront de 24 personnes en 2007, 29 en 2008, 15 en 2009 et 2010, 10 en 2011 et 9 en 2012. L’embauche définitive des ex-stagiaires visait à compenser à terme l’effet de ces prochains départs en retraite. La politique de l’usine est actuellement de recourir à l’externalisation pour des besoins ponctuels, ce qui semble une politique seine dans un contexte de changements significatifs, tels qu’ils ont pu être décrits ci-dessus, et une politique de rigueur compte tenu des coûts moyens très élevés du personnel. La différence entre effectif cible et effectif naturel détermine les besoins en externalisation. En 2012, en « rythme de croisière », les besoins seraient de 260 dont 40 externalisés, soit un chiffre de 15% compte tenu du contexte local qui ne permet pas de s’appuyer complètement sur le savoir-faire des sous-traitants. Enfin, par simplification, nous avons estimé que le coût moyen de l’externalisation serait équivalent à celui du consultant en 2006. Les résultats en hommes et en valeur sont résumés dans les tableaux et graphes ci-dessous.

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CIBLE D'EVOLUTION DES EFFECTIFS CORAF

0

100

200

300

400

500

2007 2007.5 2008 2008.5 2009 2009.5 2010 2010.5 2011 2011.5 2012

Externalisation

Effectif totalEffectif Coraf

Normatif Solomon

Entre 2007 et 2012, la force de travail totale passerait par un pic en 2008 et 2009, correspondant aux besoins des chantiers de remise à niveau, et diminuerait progressivement pour parvenir à un chiffre naturel d’environ 220 employés « naturels » complétés par de la sous-traitance à hauteur d’environ 40 personnes. EVOLUTION DES EFFECTIFS CORAFAnnée 2007 2008 2009 2010 2011 2012Effectif naturel 305 281 252 237 227 218Organigramme à complèter 30"Consultants" 40Besoins "remise à niveau" 30 30 20 0 0ArrêtRemise à niveauAutomatisationEffectif total cible 375 405 405 350 300 260Externalisation 70 124 153 113 73 42Normatif "Solomon" adapté 225 225 225 225 225 225 Evolution des coûts totaux en personnel

Compte tenu de ces hypothèses, le coût total de la main d’œuvre, salariés et externalisation, devrait évoluer comme suit : Coût externalisation 854 1 512 1 866 1 378 890 512 Coût MO Coraf 7 451 6 864 6 156 5 789 5 545 5 325 Total coût 8 304 8 376 8 022 7 168 6 435 5 838

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En résumé, l’embauche des ex-stagiaires et le recours à une externalisation accrue pour gérer les changements à venir devrait dans un premier temps renchérir significativement les coûts de personnel ; les efforts de productivité, les gains d’expérience des ex-stagiaires remplaçant les départs en retraite, et enfin le recours à l’externalisation moins chère que le personnel naturel, devraient réduire progressivement réduire les coûts de personnel de la CORAF, dont le personnel cible total devrait se rapprocher du normatif de type Solomon. Les coûts de personnel passeraient de 7.4 MM FCFA en 2006, à un pic de 8.4 en 2009, pour retomber à un objectif cible d’environ 5.8 en 2012.

3.2. Maintenance et master plan de rénovation

Rappel de la problématique

La raffinerie a souffert d’un back-log de maintenance. Le consultant a élaboré une ébauche de Master Plan de rénovation de l’usine, à partir de divers documents existant au sein de CORAF, dont le chiffrage total atteint 11.2 MM FCFA. L’étalement initial de ces dépenses, proposé par ces documents, courait sur la période 2007 – 2009, ce qui a semblé irréaliste compte tenu du calendrier actuel – grand arrêt métal et manque de ressources financières à court terme. Par ailleurs, certains postes sensibles et significatifs – ré-instrumentation électronique, bacs de stockage – n’avaient pas fait l’objet d’évaluation chiffrée. Dans ce contexte, le consultant propose sommairement un étalement alternatif des dépenses, qui sera à affiner très rapidement par la CORAF elle-même, et qui est résumé comme suit – limitation aux rattrapages de maintenance a minima et pour les cas critiques en 2007 et 2008 pendant les deux arrêts métal, puis rattrapage de 2009 à 2012. A l’issue du processus de remise à niveau, l’application des méthodes d’optimisation des coûts de maintenance permettrait de diminuer les coûts normaux d’environ 15%, probablement au-delà de 2012. Chiffrage et chronologie

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3.3. Assurances et taxes Il a été retenu l’hypothèse que l’Etat puisse prendre en charge une « auto-assurance » pour les 2 années à venir (assimilable à une subvention de 1 MM FCFA par an) , et en tenant compte des améliorations des conditions de sécurité et de maintenance à venir avec l’application du Master Plan qui devraient réduire les coûts d’assurance à partir de 2011, les charges peuvent être projetées comme suit :

3.4. Amortissements Compte tenu des investissements programmés à l’occasion du grand arrêt métal, et de l’étalement entre 2007 et 2008, le rythme des amortissements a été projeté comme suit :

Nota Bene: ces projections ne prennent en compte aucun investissement majeur qui figure dans le Volume II de ce rapport, et relatif aux options stratégiques.

3.5. Catalyseurs

Après la remise à niveau, la comptabilisation des coûts de remplacement des catalyseurs affectera les frais de raffinage d’environ 0.1 MM CFA par an. Les charges de régénération n’ont pas été prises en compte, demeurant non significatives.

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3.6. Pertes et combustibles Il nous a été indiqué que des voies de progrès ont été – ou seront – réalisées au prochain arrêt pour limiter les consommations combustibles, telles que :

Décokage du four U1000 effectué en janvier 2007. Réfection réfractaire F1001 Remise en état des brûleurs de tous les fours. Remise en état des registres F3001 et F3002. Nettoyage du train d’échange de U1000 (meilleur préchauffage

Nous ne sommes pas en mesure de chiffrer l’effet de ces actions sur les coûts. De plus, la projection des coûts futurs estimés est faite hors combustibles et pertes (voir méthodologie).

3.7. Synthèse des projections de coûts (en MM FCFA)

Compte tenu des informations disponibles, les projections de coûts de raffinage dans l’hypothèse de la mise en application rapide des plans de rattrapage de la maintenance, des grands arrêts, des investissements minima indispensables, de la satisfaction des besoins en RH par de la sous-traitance, et de la couverture de l’assurance par l’Etat en 2007 et 2008, et hors effets de change, et sans évolution de la structure financière, les coûts de raffinage passeraient de 19.1 MM FCFA en 2006, pour augmenter à un maximum de 22.9 MM FCFA, et redescendraient progressivement vers 20 MM FCFA en 2012. Faute d’augmentation des traitements, qui sont en 2006 des 2/3 de la capacité installée, le coût au baril ne peut que croître à l’avenir, et la « compétitivité – coût de fonctionnement » de la raffinerie diminuer à court terme.

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Inspection

1. Organisation et fonctionnement

2. Les préoccupations sur les installations

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CHAPITRE 10 : INSPECTION

1. Organisation et fonctionnement Sous la supervision du chef de service, l’équipe se compose des éléments suivants :

un inspecteur principal consultant, trois inspecteurs dont l’expérience est variable, y compris un ancien inspecteur des Mines, un agent en charge des listes d’équipements, deux stagiaires.

La mission du service est de s’assurer de l’intégrité du matériel et du respect de la réglementation. Celle-ci prévoit pour les équipements « soumis » (avec limite de pression égale à 3,9 barg) des visites triennales et des épreuves décennales. Les relations avec l’administration des Mines sont bonnes, basées sur une confiance réciproque, et les demandes de dérogation sont généralement acceptées. Le service Inspection émet des préconisations concernant le matériel. Ces préconisations peuvent aller jusqu’à demander l’arrêt d’un équipement dont l’Inspection estimerait qu’il ne présente plus de garantie d’intégrité suffisante. Il est alors de la responsabilité du chef d’entreprise de suivre ou non la préconisation. Les préconisations sont généralement adressées aux services d’exploitation et de maintenance. Le service Inspection fait un suivi de ses préconisations. Le bilan, au jour de l’entretien, était le suivant :

Nombre de préconisations en cours de traitement: 36 Nombre de préconisations réalisées : 35 Nombre de préconisations en attente : 18 Total : 89

Le taux de réalisation est de 39%. Il passe à 80% si on inclut les recommandations « en cours ». A condition que l’encours soit effectivement réalisé, ce taux est bon. Par contre, il semble que la non réalisation des 18 préconisations en attente n’ait pas donné lieu à une justification par les services en charge de la réalisation. La pratique à imposer est qu’il est toujours possible de s’opposer à une préconisation de l’Inspection, à condition de le justifier. Ni l’Inspection, ni la Direction de l’usine ne peuvent accepter que certaines préconisations ne soient pas mises en œuvre sans justification. Le service Inspection tient un suivi des incidents « intégrité ». Ce suivi est intégré dans le tableau de bord proposé par le Consultant à la Direction de la raffinerie. Non seulement l’indicateur doit être renseigné par l’Inspection pour toute perte de confinement sur un équipement statique, mais de plus, la raison de chaque incident doit être identifiée.

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Le service Inspection ressent comme un frein l’isolement de la Coraf du monde du raffinage. Le manque de tutelle et de conseil, de réseau informel et de formation, induit un déficit de maintien à jour des connaissances et de documentation concernant les normes et les pratiques. Ce besoin rejoint la recommandation générale d’essayer de rompre avec l’isolement dont souffrent plusieurs services. Par ailleurs, le service Inspection souhaite une remise à niveau de son outillage : poste US, mesure de dureté, endoscope, négatoscope …

2. Les préoccupations sur les installations Le service Inspection fait état des sujets de préoccupation suivants :

Les bacs de stockage : le parc de stockage se caractérise par des dégradations et des retards de visite. Un plan de remise en état a été fait avec le service Exploitation et Maintenance. Ce plan est intégré dans le chapitre « Masterplan » ;

Les pipes de super, jet et diesel sont en attente du passage de racleurs instrumentés, et de

travaux de réparation (remplacement de longueurs droites, d’épreuve et remplacement de la protection cathodique). Ces travaux ont été prévus sur 2007 et 2008 ;

Les pipes 10″ de FO : contrôle et épreuve à faire en 2008 et 2009 ;

L’émissaire : réfection de la partie en mer et réparation de la partie terrestre (prévue en

2007) ;

Corrosion sous calorifuge : les conditions de localisation de la raffinerie en bord de mer (climat tropical) sont très sévères concernant le phénomène de corrosion sous calorifuge. Un gros effort a déjà été réalisé à l’arrêt 2002 et depuis, il a été renouvelé sur les équipements et les lignes, en particulier au niveau des pendards. Cinq colonnes supplémentaires seront décalorifugées au courant de l’arrêt prochain. La campagne d’inspection des lignes continue ;

Une des deux chaudières a été rénovée en 2002, la rénovation de la deuxième est prévue au

cours du prochain arrêt (2008) ;

Les clapets des compresseurs C5001 A/B sont à remplacer ;

Le groupe diesel GD3 devra être révisé dans les 3 ans (GD2 en cours de révision) ;

Un certain nombre de piquages sur l’alimentation combustible des fours constituent autant de bras morts qu’il est prévu de supprimer à l’arrêt ;

Le collecteur de torche 32″ présente un certain nombre de percements qui ont été

« colmatés » avec de la résine. Cette situation nécessite deux actions : • Au minimum, la réparation par « placards » de tous les percements constatés

pendant l’arrêt (déjà prévu par la raffinerie), • La mesure des épaisseurs du collecteur de torche aux points susceptibles de

présenter des corrosions, de façon à prévoir le remplacement pendant l’arrêt des tronçons qui restent, de percer au cours du run à venir.

Les égouts : ils sont obstrués, ce qui crée des risques de sécurité importants, et ils semblent

également percés, ce qui nécessitera de les réparer par tronçons,

Le bac et le bassin d’eau incendie seront inspectés au cours du prochain arrêt. Le bassin est percé et le niveau ne peut être monté à la core normale de 2m (limité à 1,6m),

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La destruction de la station d’éthylation : le caractère extrêmement nocif du plomb tétraéthyle

sur la santé fait que ce type de travaux doit répondre à des normes extrêmement strictes, et qu’ils sont réalisés par des entreprises agréées.

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Exploitation

1. La fabrication

2. Les mouvements et stockages

3. Le service « approvisionnements / magasins »

4. Les équipes d’opération

5. Les contraintes des unités

6. Les points d’amélioration matériel

7. Recommandations

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CHAPITRE 11 : EXPLOITATION

Le département inclut les services :

Fabrication Mouvements et stockages Approvisionnements / Magasins

1. La fabrication L’équipe de fabrication est constituée de 4 équipes de 22 opérateurs tournant en 3/8, soit 88 opérateurs, sans compter les postes « Mouvements/Stockages ». Le nombre de postes en fabrication est de 10 : 1 chef de quart, 1 chef de quart adjoint, 2 opérateurs tableau, 1 opérateur pour chacun des groupes d’unités Topping, Naphta hydrotreater, Reformer catalytique + Gas plant, Flasher sous vide + Hydrocracker, et 2 opérateurs pour les Utilités. Le nombre important d’opérateurs est lié au fait que 73 nouveaux opérateurs ont été titularisés en 2007 (après une formation de 2 ans) en prévision des départs à la retraite importants à venir. Un sureffectif temporaire a été accepté pour promouvoir la formation des « jeunes » opérateurs. Sur la base de ce qui s’est fait dans le passé, la fabrication se fixe un objectif adapté à la Coraf de l’ordre de 60 opérateurs. Par ailleurs, le personnel de JN se compose de 9 personnes dont le chef d’exploitation et son adjoint, un ingénieur unités, deux contremaîtres et un agent administratif.

2. Les mouvements et stockages L’équipe de quart se compose d’un chef de quart assisté de 4 opérateurs extérieurs. Cette équipe est sous la supervision d’un chef de service, lui-même assisté d’un contremaître et de 2 agents administratifs. Le rôle de l’un des agents administratifs est de prendre les cotes d’expédition au terminal Djéno avant expédition des lots de brut (analyses, échantillonnage, eau). La mise en ligne du lot à réceptionner est faite sur ses instructions. La non disponibilité d’un des deux bacs de brut fait que l’autre est opéré en « couler/vidange » avec les problèmes potentiels évoqués dans le chapitre sur la fabrication. Le parc de stockage se compose du stockage des produits intermédiaires et du stockage des produits finis. Les capacités des bacs, comparées aux productions exprimées en m3/j, permettent de calculer le temps de stockage de la production en cas de non enlèvement. Une valeur design courante pour ce critère est de pouvoir stocker 20 jours de production. Le calcul est fait ci-dessous pour les bacs de

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produits finis d’une part sur la base du bilan matière de 2005, et d’autre part, sur la base de la capacité design égale à 850 kt/an : VERIFICATION DE LA CAPACITE DE STOCKAGE CORAFBASE Bilan annuel 2005

PRODUITS Cons / Prod Récep / Expé Bacs Capacié Densité Capacité Nbre de joursannuelle annuelle de stockage Stockage stockage de stockage

t/an t/an m3 t

Brut 552000 560000 T9001/2 65056 0,885 57575 38

C4 6002 6000 D9001/2/3 177 0,55 97 6Essence 55560 56300 T9014/15/16/17 14947 0,74 11061 72Jet 53640 54320 T9018/19/28 5845 0,805 4705 32Diesel 136729 135000 T9020/21 21210 0,86 18241 49FO 1500 7980 7960 T9082 3120 0,925 2886 132FO 630 254822 257202 T9022/23/81 77154 0,945 72911 103

VERIFICATION DE LA CAPACITE DE STOCKAGE CORAFBASE : Capacité design de la raffinerie (850 kt/an) et rendements 2005

PRODUITS Cons / Prod Récep / Expé Bacs Capacié Densité Capacité Nbre de joursannuelle annuelle de stockage Stockage stockage de stockage

t/an t/an m3 t

Brut 850000 850000 T9001/2 65056 0,885 57575 25

C4 9242 9242 D9001/2/3 177 0,55 97 4Essence 85554 85554 T9014/15/16/17 14947 0,74 11061 47Jet 82598 82598 T9018/19/28 5845 0,805 4705 21Diesel 210543 210543 T9020/21 21210 0,86 18241 32FO 1500 12288 12288 T9082 3120 0,925 2886 86FO 630 392389 392389 T9022/23/81 77154 0,945 72911 68

Le cas du stockage de butane a déjà été identifié par la raffinerie comme un point d'amélioration. Il est décrit plus en détails dans le paragraphe 6- de ce chapitre. Ces tableaux montrent que la capacité de stockage de certains produits pourrait être réduite sur la base des productions actuelles, et certains bacs pourraient être mis hors service, par exemple sur le fuel, ou sur le diesel où la raffinerie opère apparemment sans problème depuis août 2006 sans le T9020, en attente de réparation. En tout état de cause, et avant de décider d’arrêter tel ou tel bac, il est recommandé de refaire cette étude sur la base des productions futures correspondant au schéma de raffinage éventuellement développé. Si celui-ci change ou si la charge de la raffinerie évolue vers un brut plus léger, les besoins en stockage seront à revoir. L’autre critère important à prendre en compte dans le contexte de la Coraf pour désigner la taille des stockages est la fiabilité d’enlèvement des produits.

3. Le service « approvisionnements / magasin »

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Le diagnostic de la fonction achats / magasins se trouve dans un chapitre dédié.

4. Les équipes d’opération Le Consultant a interviewé les membres d’une équipe de quart de Fabrication. Il a pu constater que les opérateurs présents avaient une bonne connaissance des procédés qu’ils opéraient. Les limites opératoires des matériels sont relativement bien connues et maintenant respectées. Le cas du four de distillation de brut a marqué les esprits de façon positive. Il a également été constaté que ces personnels avaient la volonté de faire fonctionner leurs unités au mieux. De plus, les récents changements de mode de marche, consistant à pousser les unités de distillation de brut et le reformer catalytique après régénération du catalyseur, ont été accueillis comme des progrès significatifs par les opérateurs. Néanmoins, il apparaît qu’à part les personnels récemment titularisés qui ont bénéficié d’une formation longue, les autres opérateurs n’avaient pas eu accès à la formation depuis très longtemps. La Coraf fonctionnant à l’extérieur de tout réseau de raffinage, les opérateurs ne participent pas/plus à des échanges avec d’autres raffineries. Il en résulte un conservatisme dans la façon d’opérer, là où il serait sans doute possible d’introduire une volonté de progrès continu.

5. Les contraintes des unités Après discussion avec les responsables d’exploitation, il ressort que l’exploitation de la raffinerie Coraf aujourd’hui ne se fait pas sur contraintes. Les unités ne sont pas poussées à la limite comme le montrent les graphiques représentant le taux de charge dans le chapitre consacré à la fiabilité. Il est en conséquence difficile de déterminer où se trouvent les contraintes et « goulots d’étranglement » dans le cas où la raffinerie serait alimentée avec une charge différente, par exemple plus légère. Il est probable que les unités de traitement de les chaînes Naphta – Kéro U2000 et GPL U4000 présenteraient des limites, au moins en termes de capacité de réfrigération et hydraulique. En tout état de cause, le passage sur un brut plus léger, ou sur un mélange de Djéno et de brut plus léger, nécessiterait d’étudier les limites opérationnelles et de définir comment les lever. Si un tel changement de charge présentait un intérêt économique, il serait alors recommandé de lancer très vite l’étude des modifications éventuelles à réaliser, de façon à pouvoir proposer de les intégrer dans les travaux du prochain grand arrêt de la partie U1000/U2000/U4000. Il serait même sans doute nécessaire de reporter ce grand arrêt le temps nécessaire pour finaliser l’étude, approvisionner les matériels et préparer les travaux correspondants. Les demandes de dérogation en cours pour les visites et épreuves des matériels devraient inclure ce délai.

6. Les points d’amélioration matériel

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Après le décokage du four du topping, la vérification de l’intégrité des tubes de ce four et la régénération du catalyseur du reformer catalytique, les responsables d’exploitation mentionnent les points suivants comme des freins à l’exploitation de l’usine :

La salle de contrôle unités n’est ni blast-proof, ni pressurisée. Elle n’est certes pas située au milieu des unités, mais seule une étude de danger permettrait de mesurer l’intensité de l’onde de choc qui pourrait l’atteindre compte tenu de la distance avec les unités. On peut imaginer que le cas dimensionnant serait constitué d’une explosion à l’unité 5000 dont la pression serait de 110 bars. Si la nécessité de renforcer la structure dépend du calcul, non réalisé jusque-là, de la pression exercée par l’onde de choc sur les parois du bâtiment, la pressurisation de la salle de contrôle est recommandée indépendamment de toute notion de distance. Il y va de la sécurité des personnels et de l’intégrité des matériels électroniques qui souffrent énormément de l’atmosphère corrosive.

La capacité de stockage en butane : elle est de 180 m3 (D9001/2/3) pour une production de

C4 de l’ordre de 1,1% poids. Avec une densité du butane de 0,57 à 30°C, ce rendement correspond à une production annuelle de l’ordre de 17t/j ou 30 m3/j à 550000 t/an de traitement et à environ 30 t/j ou 53 m3/j à charge design de 1000000 t/an. En l’absence d’information spécifique sur les modes d’enlèvement, les règles de design sont généralement de disposer d’une capacité de stockage équivalente à 20 jours de production design. Dans ce cas, la capacité de stockage du butane devrait donc être de l’ordre de 600 à 1000 m3, très supérieure à la capacité actuelle. Ce qui confirme les périodes tendues liées au manque de fiabilité constaté des moyens d’enlèvement. Il est recommandé d’inscrire l’augmentation de capacité du stockage de C4 dans les projets de la raffinerie, et d’étudier celle-ci en fonction du type de charge (un brut léger peut générer plus de GPL) et en fonction des spécificités des moyens d’enlèvement.

Le traitement des eaux acides : à ce jour, le Sour Water Stripper existant est peu efficace

d’une part (absence d’un ballon séparateur efficace en amont de la colonne), et d’autre part ,les eaux acides de l’unité U6000 ne sont pas traitées. Les deux projets sont à l’étude aujourd’hui par le service procédés. Il est apparu que l’usine n’est pas équipée pour réaliser des études procédés : en plus de manque de moyens matériels pour dessiner et modifier des plans de procédés, le mode de fonctionnement en « isolé » de la Coraf nuit beaucoup, là aussi, à la capacité de l’usine de développer des schémas de fonctionnement correspondant aux meilleures pratiques. Dans le cas du traitement des eaux process, il est recommandé de vérifier si le SWS actuel peut correctement traiter l’ensemble des eaux, y compris celles en provenance de l’U6000. En cas de réponse négative, il y a lieu d’étudier le remplacement du SWS actuel par une unité de plus grande capacité, plutôt que de prévoir deux unités du même type pour une raffinerie de la taille de la Coraf.

Le catalyseur de l’unité d’hydrocrackage U5000 est en bout de course : il a 15 ans de service

et sa dernière régénération date de 2002. Il n’est pas étonnant dans ces conditions que la conversion actuelle mesurée lors d’un récent test-run de l’unité soit faible et que par ailleurs le réacteur présente une perte de charge élevée. Les recommandations suivantes sont faites :

• Malgré la perte de charge élevée, il est important de rester à l’intérieur de la fenêtre

autorisée de pression pour exploiter le réacteur. Cette pression a été donnée comme inférieure ou égale à 117 barg à 395°C. Cette fenêtre est à définir, éventuellement à confirmer, par l’Inspection en fonction de la température d’opération,

• La raffinerie envisage de diviser en deux parties le grand arrêt prévu en septembre 2007 : les unités U6000 et U5000 seraient arrêtées dès que possible et le reste de l’usine verrait son arrêt reporté en 2008. Cette proposition de la raffinerie est soutenue par le Consultant, à condition d’obtenir les dérogations des visites et épreuves jusqu’en 2008 pour des équipements qui étaient déjà en dérogation jusqu’en 2007,

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• Le remplacement du catalyseur de l’hydrocracking devrait permettre une amélioration substantielle des rendements obtenus. D’où l’intérêt de réaliser ce remplacement dès que possible pour améliorer la valorisation de l’usine.

Le réfractaire du four est en mauvais état. Ce point a été pris en compte dans les travaux

d’arrêt et sera corrigé,

L'état du réseau des égouts est décrit dans le chapitre consacré à l'Inspection, il fait partie des points d’amélioration d’urgence 1 à réaliser (possibilité de travaux hors arrêt),

Le fonctionnement de la torche est aléatoire. Il semblerait qu’une veilleuse reste en service

mais il est à craindre qu’elle ne s’arrête comme les autres. Il est recommandé d’injecter en bout de collecteur du gaz de raffinerie sous contrôle d’un orifice calibré pour s’assurer que la flamme restera entretenue même en cas de bouchage de l’alimentation de la dernière veilleuse. Cette recommandation est d’autant plus importante que le remplacement des conduites bouchées sera repoussé à 2008,

Le vide de l’unité 6000 est réalisé à partir d’une batterie d’éjecteurs. L’exploitant éprouve des

difficultés à retrouver le niveau de vide passé, ce qui nuit à la récupération de distillat mis en charge de l’hydrocracker. Sur la base d’un niveau de conversion de l’hydrocracker très faible actuellement, le manque d’efficacité du système de vide est sans conséquence tant que le résidu sous vide garde une viscosité supérieure à sa spécification et doit être fluxé. Par contre, il est clair que ce point doit être amélioré dans la perspective du changement de catalyseur. Il est recommandé de vérifier la qualité des échanges thermiques dans les condenseurs de tête (déjà en cours par la raffinerie) et de s’intéresser aux possibles entrées d’air dans la colonne. Même si la "fuite" actuelle est très limitée puisqu'un vide continue à être obtenu, il ne faut pas oublier qu'une entrée d'air a provoqué l’incendie de la colonne en 2003.

La raffinerie dispose de deux bacs de brut, dont l’un est inutilisable depuis le mois d’août 2006

(fond percé). L’opération se fait donc avec un seul bac qui est en permanence en charge de l’unité 1000, y compris quand il reçoit un lot de brut. La pratique normale dans la profession est de recevoir le lot de brut, de laisser reposer le bac pendant ~ 24 heures, et de le purger pour en retirer l’eau. Le temps entre l’arrivée du lot et sa reprise à la distillation est normalement de 36 à 48 heures. Le reprendre immédiatement fait courir le risque des « lentilles d’eau » : lorsque la pompe de charge reprend un produit constitué en majorité d’eau, celle-ci vaporise violemment dans la colonne, ce qui se traduit au minimum par un déplacement / arrachage des plateaux. Ce phénomène dépend du brut traité et de la teneur en eau du brut reçu. Il est très important de :

• Réparer au plus vite le bac percé pour reprendre une opération normale de décantation

et de purge des bruts reçus, • Vérifier que les lots à livrer ne contiennent pas d’eau au départ. En cas de problème,

voir les conditions de décantation au terminal de départ.

La couleur du GO lourd soutiré au topping passe de façon incontrôlée du jaune au noir et est très difficile à régler. Cela peut indiquer un problème sur l’agencement des plateaux du fond suivant par exemple le phénomène de coup d’eau décrit ci-dessus. Pour s’en assurer, compte tenu du diamètre relativement réduit de la colonne, il est recommandé que l’Inspection vérifie s’il est possible de faire des radios de la zone. Suivant la géométrie de l’équipement et l’encombrement métallique, il est peut-être possible de déceler un défaut de disposition de certains plateaux.

L’amélioration du traitement des effluents rejetés à la mer a été étudiée par la raffinerie. Elle

inclut des travaux de remise en état – cloison de déversement de l’API, tambour oléophile,

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remplacement des résines du coalesceur, réparation de l’émissaire vers la mer – qui devrait permettre de retrouver des performances acceptables en terme de teneur en hydrocarbures dans les rejets, actuellement de l’ordre de 50 ppm pour un objectif de 10 ppm. Il est bien entendu recommandé de mettre en œuvre ces projets de remise en état.

Il a également été constaté que le pH des rejets était actuellement de l’ordre de 9, très

basique, laissant à penser que les effluents contiennent des soudes usées non neutralisées. Une valeur « normale » de cette caractéristique est de 7 à 7,2 maxi. Il est recommandé de trouver l’origine de ce pH élevé de façon à le réduire à la valeur objectif ci-dessus. Il semblerait que des équipements propres à mettre en œuvre une neutralisation des soudes usées est actuellement hors service, ce point est à vérifer.

Outre le bac de brut, l’état des bacs de stockage constitue un point d’amélioration que la

raffinerie a identifié et pour lequel elle a défini un plan de remise en état. Les remplissages de bacs se font aujourd’hui en manuel, compte tenu du non fonctionnement des mesures et alarmes de niveau : l’opérateur suit le remplissage depuis le toit et avertit lorsque le bac est plein. Cette situation crée bien évidemment des risques importants. Au-delà de la remise en état à l’identique, il est urgent d’équiper les bacs de mesure de niveau fiables (voir recommandations des assureurs).

La purge flexible du toit du T9014 est percée et les vapeurs d’essence remontent sur le toit.

Cela crée une situation extrêmement dangereuse en cas d’orage. Il est recommandé de mettre le bac hors service jusqu’à ce que cette purge soit réparée.

Les produits liquides sont acheminés vers le port à travers deux pipes de 6″ pour le super et

le jet, un pipe de 8″ pour le diesel, et deux pipes de 10″ pour le fuel. Ces pipes traversent des zones aujourd’hui habitées. Des constructions de maison sont réalisées sur le tracé même de ces pipes, sans que les autorités ne s’y opposent. Il s’agit là d’un problème de sécurité publique grave. Le Consultant recommande à la Coraf d’intervenir officiellement auprès des autorités pour les sensibiliser au problème.

Un plan de remise en état est soutenu par le Consultant qui recommande à la raffinerie et à

son actionnaire de le mettre en œuvre le plus rapidement possible en fonction des possibilités de mise à disposition des bacs par l’exploitant. Le plan qui figure dans les documents budgétaires ne semble pas intégrer tous les besoins (voir chapitre consacré au masterplan de rénovation).

Un point très sensible concerne l’opération du pipe de FO ; avant d’être mis en ligne sur FO

lourd, les pipes aller-retour (11 km chacun) sont réchauffés avec du FO 1500 jusqu’à monter la température de l’ensemble à 80°C au départ et 45°C à l’arrivée du retour. A peu près 5 heures avant l’amarrage du tanker, le pipe est mis en ligne sur FO lourd. A ce jour, il ne reste qu’une pompe pour pousser le produit vers le tanker. Si cette pompe tombait en panne, et que la réparation demande plus de 8 heures, le risque est grand que le fuel fige dans le pipe, rendant celui-ci irrécupérable.

L’encrassement de trains d’échange et en particulier celui du topping : cet encrassement ne

constitue pas aujourd’hui de contrainte pour le fonctionnement des unités compte tenu du faible taux de charge. Il est néanmoins important de maintenir cette tâche dans les travaux d’arrêt, comme déjà prévue.

La Coraf affiche un niveau de pertes important, de 6 à 7,5% sur charge. Les meilleures

pratiques dans le domaine se situent à ~ 4,5%. La Coraf n’a pas l’instrumentation qui lui permettrait d’identifier l’origine des pertes. Directionnellement, il s’avère que les unités ne sont pas désignées pour la récupération du C3 d’une part, et que d’autre part la raffinerie se trouve fréquemment en excès de gaz qui se trouve alors brûlé à la torche. Pour une raffinerie traitant

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550000 t/an, une émission à la torche de ~ 15 t/j qui est sans doute l’ordre de grandeur des émissions constatées tous les jours pendant le diagnostic correspond à elle seule à une perte de 1,0%. Par ailleurs, il faut rechercher et essayer de diminuer la valeur du "mini fuel" de la raffinerie, c’est-à-dire la quantité minimum de fuel-oil liquide que les brûleurs des fours doivent consommer pour fonctionner correctement. Il semble que la raffinerie dispose en stock de brûleurs « tout gaz » qu’il conviendrait sans doute de remettre en état. Cette adaptation permettrait de réduire le mini fuel-oil, ainsi que les pertes par réduction de la quantité de gaz brûlé à la troche. Le fuel-oil correspondant pourrait être valorisé. Le marché ne semblant pas devoir accepter le propane comme produit commercial, il n’est pas recommandé d’en envisager la récupération.

Passage sur « instrumentation électronique » : ce projet constitue une amélioration

incontestable des moyens de conduite des unités et il est recommandé de le mettre en oeuvre. A ce jour, le projet inclut toutes les unités non encore conduites en électronique, sauf la U4000. Le Consultant recommande d’intégrer l’U4000 dans le contenu du projet. Cette unité est petite, elle contient une douzaine de boucles, et il serait regrettable de ne pas la mettre au niveau des autres unités de la raffinerie. Le passage en « électronique » comme étape avant le passage en « conduite centralisée » permet sans doute de faire des économies tout en éliminant le système pneumatique obsolete. Même si une conduite centralisée permet sans doute une meilleure vision et une meilleure optimisation de la conduite des unités qu’un ensemble de régulateurs électroniques disposés sur le pupitre de contrôle, ce projet de passage en électronique a la vertu fondamentale de supprimer le système obsolete de conduite en pneumatique. Le Consultant soutient ce projet.

Le passage en « électronique » inclut, à juste titre, le remplacement de l’instrumentation

locale. Ce remplacement est prévu de se faire à l’identique en terme de fonctionnalités. Il peut paraître dommage de ne pas profiter de cette ré-instrumentation pour prévoir de nouvelles fonctionnalités qui permettent à l’exploitation de mieux gérer ses installations. Le Consultant pense en particulier à l’édition « automatique » quotidienne de bilans matière et de bilans utilités. Aujourd’hui les seuls bilans sont ceux qui sont réalisés sur bacs. Il est recommandé de réfléchir à la possibilité d’intégrer ces fonctionnalités dans le projet de passage en « électronique ».

Les pièces de rechange : le fonction Exploitation est directement concernée par ce problème

qui touche à la disponibilité des matériels et donc des unités. Les délais d’approvisionnement sont longs d’une part, l’inventaire des pièces en magasin est tenu manuellement sur un logiciel spécifique développé par la raffinerie. Cet outil est indépendant du progiciel SAGE sensé être l’outil de gestion mais qui ne fonctionne pas, pour des raisons de méconnaissance de ses fonctionnalités d’une part, mais aussi parce que le fonctionnement de certains modules est douteux. Par ailleurs, l’état des pièces en magasin est préoccupant. Il semble qu’une quantité importante de ces pièces soit aujourd’hui hors d’usage, en particulier les pièces d’instrumentation et d’électronique, en raison de l’atmosphère corrosive qui règne à la raffinerie. Plusieurs recommandations peuvent être faites en ce qui concerne les pièces de rechange :

• Interdire les magasins dits « sauvages », où chacun se constitue son propre magasin

pour éviter la « pénurie » dans son domaine, mais dont le résultat est au minimum la confusion globale dans les stocks de pièces détachées, au pire un coût d’approvisionnement et de stockage prohibitif,

• Développer les stocks de consignation : après avoir fait le classement des pièces en

catégories de criticité, dont le plus classique comprend les trois catégories « Vitale », « Principale » et « Secondaire », cette idée, présentée par le Laboratoire central, consiste à acheter les pièces détachées « Vitale » et à les stocker chez le fournisseur après s’être assuré que celui-ci est en mesure de stocker ces pièces dans de bonnes conditions et de les livrer sans délai à la Coraf en cas de besoin.

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• En ce qui concerne l’informatique de gestion et les différents modules de SAGE, les

recommandations sont mentionnées dans le chapitre correspondant. Elles couvrent avant tout une formation aux possibilités de ce module. Cette action est déjà en cours et est soutenue par le Consultant pour certains processus mis en œuvre à la Coraf. Il est recommandé d’étendre cette action à tous les modules de SAGE. Elle permettra sans doute également de mieux appréhender les limites de l’outil et ses éventuels dysfonctionnements.

7. Recommandations Le Consultant n’a pas disposé de suffisamment de temps pour entrer en détail dans le fonctionnement du département. Il propose à la Coraf de réfléchir aux quelques recommandations suivantes. Il semble que le concept de travail en équipes multidisciplinaires puisse être développé. Les concertations entre services opérationnels et fonctionnels existent, mais elles devraient passer plus du stade de la concertation à celui du travail en commun. A titre d’exemple :

La réunion production du matin réunit les équipes Opération et Stockages, Programmes et Procédés. De nombreuses questions sont évoquées, ainsi la présence des équipes de Maintenance et d’Inspection serait utile, à la fois pour l’information de ces dernières sur les problèmes rencontrés en unités, ainsi que pour l’information des opérateurs concernant les plannings et problèmes de travaux. Elargie, cette réunion permettrait de mettre tous les services concernés au même niveau d’information concernant la situation de la raffinerie. Elle pourrait être très courte – 20 minutes maximum – avec comme objectif de présenter la situation. Elle permettrait sans doute de mieux préparer les autres réunions entre services d’Opération et de Maintenance par exemple.

Il serait plus efficace que le chef opérateur présent à la réunion production du matin puisse présenter la situation sur la base d’un document standard, qui résume les problèmes de sécurité, environnement, les disponibilités des équipements, les intakes et propriétés des produits comparés aux demandes des programmes, les prévisions de travaux pour la journée, et les points particuliers de la marche de la veille. Il est conseillé de définir un formulaire qui serve de support à la préparation et à l’animation de la réunion.

La raffinerie envisage de développer l’analyse des incidents process, sur le modèle de l’analyse des incidents sécurité déjà existante. L’idée est de créer une cellule « Méthodes exploitation » pour faire ces analyses. Sur la base d’un rapport d’incident et en parallèle de l’intervention, cette cellule se donne environ 15 jours d’analyse pour déterminer les causes de l’incident et définir pour chaque cause les mesures qui permettraient d’éviter la récurrence de l’incident. Dans le principe, cette initiative est excellente et correspond aux bonnes pratiques d’amélioration de la fiabilité. Le Consultant recommande à la Coraf de mettre en œuvre cette idée et si possible, ou nécessaire, de s’inspirer des méthodes dites « Root cause analysis » ou « Elimination des défauts ». Ces méthodologies existent et peuvent être explicitées si nécessaire à la Coraf. A noter que cette démarche se fait en associant tous les services impliqués par le fonctionnement des installations. Le caractère multidisciplinaire de l’approche est un gage de sa réussite.

Les analyses du dernier incident grave concernant le feu sur la ligne de fond de la colonne sous vide, tendent à montrer que la coopération entre les services opérationnels gagnerait à être un minimum formalisée avec une définition des rôles précise. Cette recommandation rejoint la recommandation plus générale concernant les fiches de description de postes, et la (re-)définition des rôles et responsabilités. Il est apparu que les responsabilités des services Inspection, Opérations et

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Maintenance n’étaient pas claires pour tous, et que les prises de décision en avaient été affectées. Il est recommandé de décrire dans une procédure le rôle et les responsabilités de chaque service depuis le constat d’anomalie fait par Opération jusqu’à la réception finale des travaux éventuels.

Les procédures qui régissent le fonctionnement des équipes d’opération ne sont pas à jour pour la plupart d’entre elles. Cela donne bien sûr lieu à une recommandation.

En terme de gestion des travaux de maintenance, il serait utile de classer les demandes émanant des services de production en appliquant des priorités 1, 2 et 3 en attribuant un délai de réalisation aux travaux en fonction de leur priorité. Cette priorisation permettrait à la maintenance de mieux planifier ses interventions.

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Achats, magasins, approvisionnements

1. Les services achats et magasins

1.1. Les effectifs 1.2. Organigramme 1.3. Les indicateurs de performance 2. Les politiques d’achats de biens et services 2.1. Les missions du service achats 2.2. La politique achat de la CORAF: 2.3. Remarques 3. Recommandations

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CHAPITRE 12 : ACHATS, MAGASINS, APPROVISIONNEMENTS

1. Les services achats et magasins :

1.1. Les effectifs : Le service approvisionnements et le service magasin ont un effectif global de 16 agents, (approvisionnements : 8 agents – magasins : 8 agents) placés sous la responsabilité du chef de département Production. Cet effectif se décompose comme suit : Service approvisionnements • 1 responsable de service • 1 agent ordonnancement travaux usine • 1 agent ordonnancement commandes AP/AT/AS/STOCK • 1 agent ordonnancement travaux logements • 1 agent de gestion • 1 agent acheteur local • 1 agent transit • 1 secrétaire Section Magasin • 1 chef de section Magasin • 1 chef opérateur • 1 réceptionnaire Commande locale • 1 magasinier produits chimiques et lubrifiants • 2 magasiniers magasin général et parc Section Transit • 1 acheteur local • 1 agent transit

1.2. Organigramme : Il existe un organigramme provisoire élaboré par la nouvelle Direction, qui n’a pas encore été discuté, ni approuvé en conseil.

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Directeur de l’usine

DivisionOpérations/Production

Sécrétariat Département Production Département Technique Département Maintenance

Secrétariat Secrétariat Secrétariat

Sce Procédés Sce Fabrication Sce Maintenance Court Terme

Sce Programme Commercial

Sce Appros-Magasins

Sce Maintenance Moyen-Long Terme

Sce Inspection

Sce M.D.P. Laboratoire

1.3. Les indicateurs de performance : Le consultant recommande que les indicateurs suivants soient disponibles au sein du département – faute d’outil de tri automatique, ces indicateurs n’existent pas et n’ont pas pu être rassemblés au cours de la mission :

- Achats et services réalisés en 2006 aux niveaux local et import (répartition), - Commandes d’achats et de services locaux effectuées sans consultation, - Liste des fournisseurs agréés en 2006 par la CORAF ainsi que leur corps de métier, - Nombre de références existant en magasin.

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Les commandes d’achat devraient, d’une manière générale, faire l’objet d’une consultation des fournisseurs (5 au maximum) ; il semble que pour les réapprovisionnements directs, cette procédure n’ait pas été respectée jusqu’à fin décembre 2006. Les demandes d’achat (local + import) représentent un total de 1786. En raison des volumes, l’analyse s’est limitée aux éléments suivants :

Commandes en attente (AP, AT, AS) 37 Commandes en attente stock 33 Commandes livrées 1716

Les informations mises à notre disposition ne sont pas suffisantes pour nous permettre de faire une analyse pertinente dudit service. Actuellement, pour la gestion des approvisionnements, les articles sont répartis en 5 grandes familles :

- Chaudronnerie - Mécanique - Electricité - Instruments - Divers

Le service approvisionnements n’a pas de gestionnaire de magasin, ce qui ne permet pas d’avoir des informations sur le nombre de références gérées par le magasin. Cette base de données n’est pas encore constituée. D’une manière générale le service approvisionnements n’a pas conduit sa réflexion nécessaire à la conception et la mise en place des indicateurs adéquats. Les indicateurs sur lesquels le service approvisionnements devrait s’appuyer pour mesurer son efficacité sont les suivants :

- Valeur globale du stock fin de mois, - Variation du stock, - Nombre d’articles en stock, - Ecart d’inventaire, - % réalisations inventaires.

L’inventaire physique au 31 décembre 2006 a établi un stock dans le magasin d’une valeur de FCFA 2 680 797 900. La valeur du stock lors de notre passage n’est pas connue, dans la mesure où une bonne partie du traitement se fait manuellement, et que la mise à jour n’est pas automatique. Le service dispose d’un module de gestion commerciale du logiciel SAGE, n’est utilisé qu’à 10% de ses capacités. 2. Les politiques d’achats de biens et services

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2.1. Les missions du service achats : Le service achats a pour mission :

de sélectionner les fournisseurs en tenant compte de : - leur aptitude à exécuter des services et à livrer des biens conformément aux

spécifications requises, - leur capacité à mener à bien la tâche qui leur est confiée en qualité et en délai.

de négocier avec les fournisseurs les conditions d’achat afin de s’assurer que le

produit acheté soit conforme aux spécifications et aux prestations prévues dans le contrat de vente ;

de maîtriser les risques de pertes ;

de procéder à l’évaluation des fournisseurs.

2.2. La politique achats de la CORAF : L’application de la politique achats est assurée par l’engagement contractuel des fournisseurs de biens et services à respecter les conditions générales d’achats et d’exécution des travaux à la CORAF. La politique des achats de la CORAF a un triple objectif :

- répondre aux besoins des utilisateurs en toute sécurité - procurer le produit demandé au meilleur coût et éviter la rupture de stock - accroître la performance et la productivité des fournisseurs

Les points suivants constituent la politique générale des achats de la CORAF :

Toute économie sur les achats a une conséquence directe sur les résultats de la société Faire jouer la concurrence et rechercher la qualité en faisant appel à la créativité des

fournisseurs

L’objet de l’achat doit être bien défini. Le demandeur doit s’associer, pour la définition des besoins, au chef de département approvisionnements et utiliser les spécifications et la réglementation en vigueur tout en respectant les impératifs de sécurité.

La règle générale doit être de consulter au moins trois fournisseurs suivant une procédure

appropriée.

Le binôme Demandeur/Acheteur est le gage d’un achat efficace.

Tout personnel des approvisionnements doit être formé à la connaissance et à l’application du contrôle des pertes.

Les règles strictes de transparence doivent être suivies dans les contacts avec les

fournisseurs afin de conduire efficacement l’acte d’achat.

Tous les aspects d’un produit ont une valeur quantifiable (potentiel technique, esthétique, qualité) ; la recherche du meilleur doit être privilégiée.

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L’évaluation régulière des fournisseurs doit permettre de détecter toute dérive dans la qualité des biens et services, mais également en ce qui concerne le respect des termes de contrats et la performance en matière de sécurité, de protection de la santé et de l’environnement.

La compétition doit être ouverte au niveau national et international auprès des fournisseurs

pré-qualifiés, en fonction de la qualité de leurs prestations et de leur santé financière.

2.2.1. Sélection des entreprises extérieures à agréer comme fournisseur de la CORAF :

La sélection des entreprises extérieures à agréer comme fournisseur de la CORAF est prévue par la note d’organisation n°73. La note, telle que rédigée, préconise que cette sélection se déroule de la manière suivante :

- élaboration de l’appel à manifestation d’intérêt - réception des dossiers d’appel d’offres - analyse des dossiers - classifications des entreprises par catégorie - validation de la liste des entreprises agréées - retrait d’agrément.

Elaboration de l’appel à manifestation d’intérêt A la fin de chaque exercice, les dossiers des fournisseurs doivent être renouvelés. L’élaboration de l’appel à manifestation d’intérêt à pour objectif de permettre aux entreprises souhaitant travailler avec la CORAF d’être informées sur les conditions à remplir pour l’obtention d’un agrément de fourniture de biens et services. La préparation de l’appel à manifestation d’intérêt incombe au responsable du service approvisionnements, qui le fait valider par la Direction de l’Usine. Les fournisseurs sont informés par voix de presse (écrite ou audiovisuelle). La réception des dossiers d’appel d’offres Les dossiers d’appel d’offres sont adressés en deux exemplaires à la Direction de l’Usine. C’est le secrétariat de la Direction de l’usine qui enregistre les dossiers et délivre les accusés de réception. Les dépouillements ont lieu à la Direction de l’Usine Analyse des dossiers Les documents administratifs demandés aux soumissionnaires sont les suivants :

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• La lettre de soumission • Le descriptif technique • Un planning de réalisation • Un descriptif de prix • Une liste de documents et plans fournis par l’entrepreneur • Registre de commerce • Certificat de moralité fiscale • Attestation d’immatriculation à la CNSS • Attestation de la DDCUH Direction départementale de la Construction de l’Urbanisme et de

l’Habitat (pour les entreprises de construction) Dans la pratique cette procédure n’est pas respectée. La nouvelle équipe dirigeante est en fonction depuis deux mois, en phase de réorganisation de la société. En attendant la remise à plat des procédures, les approvisionnements sont gérés dans l’urgence. Les choix des fournisseurs incombent au chef du service approvisionnements. Classification des entreprises par catégorie La procédure de sélection n’est pas respectée. Il n’y a pas de fichier préalablement constitué sur la base des enquêtes patiemment menées par la CORAF. Notre connaissance de l’activité de la CORAF nous emmène à proposer un classement des entreprises prestataires en trois catégories : 1ère catégorie : entreprises à temps partiel appelées à livrer des fournitures et des matériels. Le risque de perte est contrôlé. 2e catégorie : entreprises appelées à effectuer des travaux hors unités présentant des risques moyens ou élevés de pertes (entretien des cités, bâtiments, etc …) ; confirmées par le dossier de contrôle des pertes au sein de l’entreprise, les performances en matière de sécurité, qualité de l’environnement, visite des locaux et ateliers de l’entreprise. 3e catégorie : entreprises appelées à effectuer des travaux dans les unités et les off sites présentant des risques moyens ou élevés de pertes (usine, stockage, etc.) ; confirmées par les dossiers de contrôle des pertes au sein de l’entreprise, les performances en matière de sécurité et de qualité, de capacité à se conformer aux exigences de sécurité /qualité/ environnement, de visite des locaux et ateliers de l’entreprise, de production du plan de prévention, et de capacité à se conformer aux dispositions réglementaires. Liste des entreprises ayant fourni des prestations à la CORAF Cette liste n’est pas disponible. Le service approvisionnements ne tient pas un fichier des entreprises prestataires de la CORAF. Il est donc difficile de se faire une idée sur le nombre de prestataires, et sur la manière dont ils sont gérés.

2.2.2. Consultation pour achat des biens et services auprès des entreprises locales :

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Emission de la demande d’achat (DA)

Le besoin est exprimé par le Demandeur auprès du service approvisionnements pour la réalisation d’un achat de matériel ou équipement ; Le besoin est matérialisé par un document appelé « demande d’achat » en abrégé (DA) :

- le demandeur rempli le bordereau de demande d’achat - il s’assure que la demande est bien renseignée - il appose sa signature dans la case « demandeur » et la fait valider par sa hiérarchie immédiate - la hiérarchie immédiate procède à la vérification d’usage et en cas d’accord, il appose à son tour sa signature dans la case « approbateur »

Réception des demandes d’achat au service approvisionnement Le chef du service approvisionnement mène les actions suivantes :

- il s’assure que la demande est bien libellée et bien renseignée - il s’assure que les imputations sont correctes - il vérifie que les visas du demandeur et de sa hiérarchie sont corrects - il s’assure dans le cadre de la nouvelle procédure mise en place par l’Administrateur Délégué Général que le montant de l’article sollicité soit inférieur à 100 millions de FCFA ; si la demande d’achat est supérieure à 100 millions de FCFA, elle doit comporter en dernière position la signature de l’Administrateur Délégué Général.

Consultation auprès des entreprises/sociétés Le chef du service approvisionnement accomplit les démarches suivantes :

- choix des entreprises ou société à consulter - s’assure que ces entreprises/sociétés sont consultées dans leur domaine d’activité - s’assure que leur réputation est bonne et qu’elles fournissent toutes des services de même niveau - limite la liste au minimum à trois entreprises/sociétés et au maximum à cinq par consultation - envoie les demandes de prix par les moyens d’acheminement de courrier appropriés.

Retour de consultation/dépôt des offres Le fournisseur prépare sa cotation en fonction de la demande de prix et du cahier des charges, et la met sous enveloppe. Le fournisseur porte l’adresse de la CORAF sur l’enveloppe. L’offre est déposée par le fournisseur au Secrétariat de la Direction de l’usine.

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Ouverture des offres L’ouverture des offres est effectuée par le chef du service approvisionnements qui :

- s’assure que tous les fournisseurs consultés ont répondu - ouvre les offres en présence du Directeur de l’Usine .

Analyse des offres Le chef du service approvisionnements procède à l’analyse des offres. L’analyse des offres est matérialisée par un document appelé « Analyse des offres ». Ce document comporte les indications suivantes :

- entreprise consultée - date de remise des offres - prestations offertes - terme de facturation - prix - délai de livraison - recommandations - motifs - entreprise retenue - accord DU

Le chef du service approvisionnements s’appuie sur ces éléments pour motiver son choix. Proposition d’attribution Le chef du service approvisionnements après comparaison des différentes offres :

- fait la synthèse /évaluation de l’analyse des offres - fait une proposition qu’il soumet à l’approbation du DU.

Confirmation de la commande Le document d’analyse des offres approuvé par le DU est retourné au service approvisionnements. Le chef du service approvisionnements renvoie de nouveau la DA chez le demandeur pour confirmation de la commande et établissement de la demande d’engagement (DE). Cette action est matérialisée par un papillon. Le demandeur confirme la commande en apposant son visa sur le papillon qu’il retourne au chef du service approvisionnements Autorisation d’engagement Le demandeur remplit la DE, la soumet à l’approbation de sa hiérarchie1 et de sa hiérarchie 2, puis après visa, la transmet au cost control pour avis et observation.

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Le cost control donne son accord et attribue un numéro au document avant de l’envoyer à la comptabilité pour contrôle budgétaire. La comptabilité approuve la DE et l’envoie au chef de Division finance pour accord, qui vise et à son tour transmet le document à la DU.

2.2.3. Traitement des commandes locales : Etablissement du bon de commande La DE est signée par le DU et est transmise au service approvisionnements. Le chef du service approvisionnements entre dans le module Gestion Commerciale du module achat direct. Il renseigne la base en dialoguant avec la machine. Il s’assure que toutes les lignes ont été correctement renseignées et procède à l’édition du BC. Validation du bon de commande Le BC est édité en 5 exemplaires et transmis pour visa :

- au demandeur - au chef du département technique - à la hiérarchie immédiate des approvisionnements - au chef de la division finance - au DU - au contrôleur financier

Le contrôleur financier avant de soumettre son visa s’assure que :

- le fournisseur est de bonne moralité - il s’acquitte de ses impôts

Suivi de la commande Le chef du service approvisionnements mène les actions suivantes :

-ouverture d’un dossier « suivi commande » dans lequel il insère toutes les correspondances, et les pièces justificatives liées à la commande -un exemplaire du BC (n°4) est conservé dans le dossier « suivi commande » -un exemplaire du BC (n°5) est transmis au demandeur -deux exemplaires sont envoyés chez le fournisseur (n°1et n°2)

Livraison des marchandises

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L’acheteur va avec le BC chez le fournisseur. Il présente le BC chez le fournisseur, qui y met son visa. Puis il conserve un exemplaire et restitue l’autre à l’acheteur. Le fournisseur établit un BL chiffré au vue du BC, livre la marchandise à l’Acheteur et - en présence de l’acheteur - procède à la vérification d’usage. En cas d’accord, il autorise l’enlèvement de la marchandise et remet le BL à l’Acheteur. L’acheteur appose son visa sur le BL pour attester qu’il a enlevé la marchandise. Réception de la marchandise L’acheteur se présente à la réception Magasin avec un exemplaire du BC et du BL, remet la marchandise au Réceptionnaire qui conserve le BC et le BL au Magasin. La réception de la marchandise est matérialisée par un BR signé par le Réceptionnaire, qui s’assure que la marchandise est de bonne qualité et que les quantités réceptionnées sont conformes à la commande. Le Demandeur en présence du Magasinier procède aux vérifications d’usage, et en cas de conformité de la livraison, il signe le BR et appose sa signature dans le registre en indiquant :

la date et le n° de commande le nom du fournisseur la désignation de la marchandise le n° de bordereau et date de réception de la marchandise

2.2.4. Traitement des commandes extérieures (hors Congo) : La CORAF, pour ses commandes à l’extérieur, s’adresse directement au fabricant, ou aux centrales d’achat. La procédure est quasiment la même avec le traitement des commandes des fournisseurs locaux en ce qui concerne :

-la sélection des fournisseurs -le traitement de la demande d achat -le traitement de la demande d’engagement

La différence fondamentale se situe au niveau de l’intervention du transitaire qui n’est pas consulté dans le cas des commandes locales. Deux transitaires interviennent pour l’enlèvement de la marchandise, le transiteur extérieur enlèvant la marchandise chez le fournisseur pour l’expédier, et le transitaire local enlèvant la marchandise en douane au Congo.

2.3. Remarques : La traçabilité des informations au service achats

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Les rapprochements entre le service comptable et le service approvisionnements dans le cadre du suivi de commande ne sont pas formalisés. Ces rapprochements sont rendus possibles dans le cadre du suivi des commandes par le chef de service approvisionnements qui veille à ce que les fournisseurs soient payés pour éviter les retards dans les livraisons. Le management des opérations d’achats La base de données n’est pas organisée de manière à fournir les informations utiles au management des opérations d’achats, notamment :

- achats par nature ou par origine (locale/étrangère, appel d’offres, consultation, volume d’achat par seuil)

- achats par spécialités - volume mensuel d’achats et consommations de stocks - nombre et montant des commandes mensuels - taux de rotation des stocks.

Le service approvisionnements dispose de peu d’indicateurs pertinents pour le suivi régulier des activités. La maîtrise des besoins internes Le service approvisionnements participe à la définition des besoins, mais ne dispose pas d’outil de gestion performant. La gestion des stocks se fait manuellement et ne permet pas de disposer en temps utile des informations pertinentes. Il arrive souvent qu’on ait des ruptures stocks ou que l’on se retrouve avec des pièces de rechange en surplus. Les achats stockés Les achats stockés sont gérés manuellement, le logiciel SAGE gère les paramètre classique de gestion des stocks : code, catégorie, quantité en stock économique Le logiciel SAGE ne permet pas de déterminer les quantités à approvisionner. Les paramètres suivants ne sont cependant pas gérés : stock de sécurité, délai de commande et quantité économique de commande. Les quantités à réapprovisionner sont gérées manuellement. C’est selon la volonté du chef de service approvisionnements que la revue du stock est lancée pour déterminer les besoins éventuels de commande en réapprovisionnement. Les délais de traitement de l’information ne semblent pas maîtrisés Le service approvisionnements ne tient pas de statistiques sur les délais qui s’écoulent entre le déclenchement de la commande et la réception de la marchandise.

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La séparation des tâches La garantie d’objectivité et d’absence de conflit d’intérêt n’est pas assurée. Le principe de séparation des tâches n’est pas toujours respecté La sélection des fournisseurs à consulter est effectuée uniquement par le chef de service en personne, même si l’ouverture des offres se fait à la DU. La réception est assurée par un agent du magasin Les contrôles physiques du stock Les contrôles sont effectués en principe une fois par mois et à l’occasion des livraisons de pièces aux demandeurs. Dans ce cas, le magasinier procède au comptage des articles restant en stock, et s’il constate que les articles livrés ont fortement diminué, il le signale au chef de service magasin. Il arrive souvent que des stocks physiques soient différents des stocks théoriques. Ces contrôles ne sont pas matérialisés (même pour les inventaires de fin d’année) par un rapport à l’attention de la hiérarchie immédiate pour :

- rendre compte des anomalies constatées - justifier les écarts identifiés -

afin que des actions correctives soient entreprises. 3. Recommandations Les actions suivantes doivent être menées pour améliorer les conditions de stockage

1 Etablir un état des pièces « sensibles » devant faire l’objet d’un stockage particulier.

2 Définir les méthodes de stockage et de conservation par catégories de pièces (support, graissage, emballage sous vide, sans protection particulière etc.)

3 Procéder à la mise en conformité du stockage par rapport à la procédure. 4 Procéder à une inspection régulière des conditions de stockage en magasin 5 Mettre en place des indicateurs de performance de manière à permettre une

analyse performante dudit service 6 Automatiser la gestion des achats stockés 7 Formaliser la procédure de rapprochements du suivi des commandes entre le

service approvisionnements et le service comptable. 8 Procéder plus régulièrement à l’agrément des fournisseurs (revue des

fournisseurs agréés une fois par an) 9 Procéder à la formation d’un collaborateur au poste de gestionnaire du

magasin 10 Procéder à la saisie de toutes les références des articles en stock sur SAGE 11 Matérialiser les contrôles physiques des stocks par un procès verbal

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12 Faire des inventaires tournant plus régulièrement (au moins 1 fois par mois) 13 Etablir un état des stocks morts

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Maintenance

1. Organisation

2. Les indicateurs

2.1. Les fondamentaux du suivi

2.2. La pratique actuelle

2.3. Etat des installations

3. Recommandations

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CHAPITRE 13 : MAINTENANCE

1. Organisation Le chef du département Maintenance a pris ses fonctions récemment. En terme d’organisation, il lui est nécessaire de faire face prioritairement au déficit de personnel des équipes de maintenance de la Coraf. Actuellement, pour un objectif théorique de 60 personnes, 27 seulement sont présentes. Ce problème rejoint celui de plusieurs autres services et donne lieu à une recommandation, d’ordre général. Le besoin de compenser ce manque de personnel interne a poussé à utiliser des entreprises extérieures et de fait à sous-traiter une partie de la maintenance. Actuellement, deux voies possibles sont en cours d’examen :

Réalisation de la maintenance en interne avec du personnel exclusivement organique : une proposition est en cours d’élaboration avec 56 personnes sur la partie « Court terme », et 15 personnes sur la partie « Moyen/Long terme ».

Externalisation d’une partie de la maintenance : l’effectif Coraf diminuerait de ~ 30 unités par

rapport à la première proposition. Le coût moyen d’un employé de maintenance à la Coraf est de l’ordre de 820 kCFA/mois charges comprises. Le coût estimé pour Coraf du personnel de même niveau, appartenant à une entreprise extérieure, serait de l’ordre de 520 kCFA/mois. Les tâches sous-traitées dans ces condition seraient ~ 35% moins chères que si elles étaient réalisées par du personnel Coraf. Il faut noter que, suivant les informations obtenues, le montant de 520 kCFA est le montant versé à l’entreprise, et que celle-ci rémunère la personne à hauteur de 200 kCFA maximum. Les personnes extérieures actuellement utilisées par la Coraf sont sur le site depuis plusieurs années. Elles ont la compétence requise aux postes qu’elles occupent, et elles ont la confiance du personnel Coraf. Compte tenu des différences de salaires indiquées ci-dessus, il est clair qu’elles souhaitent être embauchées par la Coraf et que si elles devaient ne pas l’être, il existerait un risque de démotivation. Il appartient à l’usine de décider de la voie qu’elle souhaite prendre. Compte tenu du contexte salarial de la Coraf, la recommandation en la matière serait de baisser les coûts tout en continuant d’utiliser les compétences existantes, actuellement présentes pour certaines d’entre elles, chez les personnels des entreprises extérieures. Sous-traiter certaines prestations permet d’introduire une souplesse dans la gestion des effectifs. Ces réflexions sont déjà en cours à Coraf. De façon à aider à les structurer, le Consultant recommande de:

Classer les prestations potentiellement « sous-traitables » en fonction de leur criticité pour la raffinerie. Les activités de maintenance liées à la tuyauterie banale ne sont probablement pas

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critiques. De même pour les activités de nettoyage, calorifugeage, peinture, échafaudage… Les interventions sur des machines tournantes ou sur les éléments de la conduite des unités par contre peuvent le devenir en fonction de l’expertise requise. Le classement doit porter sur l’ensemble des activités de maintenance, génie civil, tuyauterie, mécanique, instrumentation, électricité…

Pour les classes de travaux qui auront été jugés « sous-traitables » sur la base de leur

criticité, il faudra s’assurer de la disponibilité d’entreprises extérieures dont les compétences permettent d’envisager de leur confier ces tâches. Il est évident qu’il est dans l’intérêt de la Coraf de garder sur son site les personnels qui y travaillent depuis de nombreuses années,

Enfin, il faudra négocier au mieux la réalisation des prestations. Cette négociation devra

inclure de s’intéresser de près aux salaires des exécutants même si ce problème est interne à l’entreprise choisie. Il faudra en effet veiller à conserver les personnels actuels, qui ont une bonne connaissance des installations, et s’assurer que leur engagement actuel ne souffre pas de leur non embauche. Une situation de « gagnant-gagnant » consisterait sans doute à augmenter leur rémunération au-delà de la situation actuelle.

2. Les indicateurs

2.1. Les fondamentaux du suivi : Le processus maintenance doit avoir ses propres indicateurs, qui permettent au gestionnaire de suivre l’efficacité de sa mise en œuvre. La mission de la fonction Maintenance est d’assurer la disponibilité des équipements de production à moindre coût. Si deux indicateurs seulement devaient être suivis, ceux-ci devraient porter sur :

La disponibilité des équipements, Le coût pour la raffinerie de l’obtention de cette disponibilité.

Il est clair que ces indicateurs phares doivent se décliner en un certain nombre d’autres indicateurs pour former un ensemble cohérent avec les objectifs de la raffinerie et du département Maintenance. A ce propos, le Consultant fait référence à la note interne du 21/6/2004 « Etude sur la Mise en Place d’Indicateurs Suivi et Gestion Coraf ». Celle-ci constitue un cadre global et cohérent qui décrit bien le suivi des activités de maintenance. Il est recommandé de mettre en œuvre les indicateurs de base préconisés dans cette note. La maintenance ne dispose pas à ce jour de GMAO qui lui permettrait d’extraire automatiquement les valeurs des indicateurs de suivi de la fonction maintenance. Il est clair que cette absence d’outil rend le suivi du processus plus difficile. Pour autant, à condition de bien choisir quelques indicateurs qui permettent de faire un suivi basique, et à condition de s’imposer la discipline requise, il est possible de réaliser un suivi de base du processus en manuel. A minima, le suivi de la fiabilité des unités, qui existe aujourd’hui au département Exploitation, et le suivi des coûts de maintenance, doivent être faits, avec ou sans GMAO. Concernant la mise en œuvre d’une GMAO à la Coraf, le Consultant soutient ce projet mais sans le considérer comme d’urgence 1. Il pense en effet que la raffinerie a un gros effort de remise à niveau des installations à réaliser et d’amélioration des marges de raffinage, et que le personnel de l’usine

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n’est pas suffisamment armé pour réaliser en même temps ces tâches de priorités 1 et les développements. Un projet de GMAO doit être inscrit dans les plans de Coraf mais en urgence 2. Les fonctionnalités des systèmes de gestion informatique actuels en matière de gestion de la maintenance ne sont pas claires, ni dans leur principe, ni dans leur fonctionnement.

2.2. La pratique actuelle : Un petit nombre d’indicateurs sont suivis de façon manuelle :

Nombre d’interventions, Liste des interventions, Classement des interventions en préventif et curatif et suivi du ratio « préventif sur total »

Ces indicateurs, suivis de façon manuelle, démontrent que le nombre d’interventions total est de l’ordre de 1200 interventions par an. La définition de "l'intervention" à Coraf fait que les différentes étapes du travail lié à une défaillance ou à un contrôle constituent autant "d'interventions". Compte-tenu de cette définition, en supposant que chaque travail ou contrôle implique en moyenne 5 interventions, le nombre de défaillances et contrôles serait de 200 environ, ce qui se situe dans la moyenne pour une raffinerie de cette taille. Le taux de préventif passe brutalement de ~ 30% à près de 70% en 2006, c’est-à-dire d’un niveau assez faible dans la profession à un niveau que beaucoup de raffineries aimeraient atteindre. Ce saut s’expliquerait par la mise en application de consignes strictes sur la réalisation des interventions préventives. Il n’a pas été possible de vérifier si cette priorité donnée au préventif au courant de l’année a permis d’améliorer la fiabilité des équipements, de réduire le nombre d’interventions curatives et de diminuer les coûts de maintenance globaux. Par ailleurs, il faut regretter le manque de clarté concernant les budgets et le suivi des coûts. Aujourd’hui, la fiabilité des unités est mesurée par le ratio du nombre d’heures de fonctionnement au nombre d’heures total. Ce qui constitue une mesure du concept de disponibilité mécanique. Par contre, en ce qui concerne les coûts, l’absence de comptabilité analytique, ainsi qu’un reporting apparemment non fiable sur SAGE, ne permet pas d’en faire un suivi homogène d’année en année. La reconstitution des grands postes de dépenses sur l’année 2006 a montré que ces coûts devaient être de l’ordre 2,1 MMCFA/an hors grand arrêt en 2005, et du même ordre de grandeur en 2006 mais en incluant les frais liés à « l’événement exceptionnel » de l’incendie d’octobre 2005 (0,4 MMCFA de réparation sur U5000 et U6000), soit un poste de dépenses de l’ordre de 1,7 MMCFA en 2006. Pour une raffinerie dont la valeur de remplacement est évaluée, suivant nos propres estimations à confirmer, à ~ 120 MMCFA, le montant normal de la maintenance annuelle toutes activités confondues devrait être de l’ordre de ~ 1,6 MMCFA/an. Il peut sembler en première lecture que la pratique est proche de la norme. Le Consultant pense au contraire, que le retard de maintenance qui a été pris depuis plusieurs années devrait justifier que les coûts constatés soient plus faibles. La conclusion est donc la suivante :

Les coûts actuels reconstitués, rapportés à l’activité réalisée, sont trop élevés,

L’effort de maintenance a été insuffisant, la raffinerie souffre d’un back-log important dans certains domaines, et le Consultant soutient un effort de remise à niveau, par ailleurs déjà

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bien préparé par la raffinerie, et qui va peser de façon négative sur les comptes d’opération des prochaines années.

Pour vérifier et maîtriser les coûts, il est recommandé d’essayer d’utiliser des bordereaux. Des bases bordereaux existent dans plusieurs spécialités, tuyauterie, échafaudage, … qu’il serait intéressant d’utiliser pour mieux maîtriser les coûts d’une part, et pour les comparer à ceux d’autres entreprises d’autre part, même si là encore, la non appartenance à un réseau technique rend plus difficile les exercices de benchmarking.

2.3. Etat des installations : Les unités opérées par la Coraf présentent un certain nombre de faiblesses matérielles :

- Dégradation des équipements : la raffinerie souffre d’un « back-log » d’entretien qui fait qu’elle a besoin d’un effort de réhabilitation d’un certain nombre d’équipements. Ceux-ci sont décrits para ailleurs dans le rapport. Les interviews réalisés dans tous les secteurs ont montré qu’un bon nombre de travaux de réhabilitation proposés par les responsables concernés n’ont pas abouti à l’ouverture des budgets nécessaires. Les responsables du suivi de l’intégrité des équipements, le service Inspection et les différents services de Maintenance, n’ont pas d’autre explication que le manque de moyens financiers. Aujourd’hui, la situation de la raffinerie s’en ressent. Dans certains domaines, la situation est critique et de nature à faire craindre un incident ou un accident grave.

- Obsolescence par rapport aux standards actuel d’équipements : non seulement l’usine souffre

d’un retard d’entretien, mais elle souffre également d’un retard par rapport aux normes et standards actuels. Le meilleur exemple est constitué par l’instrumentation pneumatique que la raffinerie a prévu de changer à l’arrêt des unités. Il existe d’autres exemples : bac de brut sans écran flottant, absence de pressurisation de la salle de contrôle, …

Des éléments de la situation spécifique des différents corps de métier est donnée ci-dessous. Mécanique Mis à part les problèmes de la pompe d’expédition de FO et de disponibilité des Groupes Diesel à la centrale, la situation des équipements tournants ne semble pas critique en terme de fiabilité. Malheureusement, les indicateurs de MTBF nécessaires pour justifier ce jugement ne sont pas disponibles de façon formalisée, claire, rigoureuse. D’un côté, un MTBF de 48 mois est annoncé en moyenne sur les compresseurs, alors qu’en même temps il est fait état de nombreuses interventions liées au process pour nettoyer les clapets. Le Consultant recommande de définir de façon claire les indicateurs de performances dans le domaine de la fiabilité des machines, en utilisant les indicateurs standards. Une recommandation des assureurs consiste à équiper de garnitures doubles les pompes chaudes de l’usine. Cette démarche est demandée alors qu’un programme est en cours à la raffinerie depuis 2002 pour passer ces mêmes pompes sur garnitures « cartouche » (8 pompes sur 20 ont été équipées depuis 2002). Ce changement de programme aurait sans doute pu être évité si la raffinerie pouvait faire partie d’un réseau à même de la tenir à jour des changements de standards et de l’évolution des pratiques (la passage sur garnitures doubles dans la profession est bien antérieur à 2002).

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Instrumentation L’instrumentation pneumatique actuelle pose de nombreux problèmes d’exploitation : matériel obsolete, absence de pièces détachées, réseau Air Instrument pollué et air mal séché… Le passage à une instrumentation électronique, incluant le changement des instruments locaux, est un élément important du masterplan de rénovation de l’usine, que le Consultant soutient, recommandant que la petite unité U4000 constituée d’une douzaine de boucles de régulation fasse partie intégrante du projet. La réalisation prochaine permet de penser que les problèmes actuels seront largement réduits voire éliminés. Le Consultant ne s’est donc pas intéressé plus avant à cette fonction qui souffre par ailleurs des mêmes maux que plusieurs autres, en parcticulier en ce qui concerne les effectifs et la formation. Sur ce dernier point, il paraît clair que les nouvelles installations génèrent un besoin de formation pour les personnels qui seront amenés à les exploiter et à les entretenir. Electricité La situation du réseau électrique est préoccupante :

En termes d’organisation, la répartition des responsabilités n'est pas clairement comprise , et de façon générale il y a lieu de redéfinir et (re)expliquer les rôles et responsabilités. Ce point rejoint et renforce par son caractère sécuritaire une recommandation générale,

Les personnels qui manoeuvrent les installations du réseau électrique au mieux ne sont pas à

jour de leur habilitation, au pire, ne sont pas habilités. Cette situation est bien entendu à corriger le plus vite possible,

De façon générale, les installations datent de 1973. Plusieurs audits ont été réalisés sur ces

installations, mais aussi sur les outils de gestion du réseau électrique (plan de câblage, moyens de calcul des courants de court-circuit, des protections, … ) tel que celui fait par la Société Schneider en 2002/2003. Ces audits ont donné lieu à des recommandations qui n’ont pas encore été mises en œuvre,

Les problèmes liés aux installations sont connus et ont été listés par les responsables de la

maintenance du réseau. Certains sont prévus au prochain arrêt : Révision moteurs MT, remplacement tableaux électriques BT, en particulier le 12T3.1, disjoncteurs (9), sectionneurs et départs moteurs sur tableaux MT, révision jeux de barre,

D’autres resteront à solutionner après l’arrêt : disjoncteurs (il en restera 10 à changer à raison

de 6500 € pièce) ; racks alarme au niveau de la Centrale, ~ 60 relais dans les cellules MT (2500 € pièce) ainsi que les relais d’automatismes (~ 200) corrodés par l’atmosphère chargée de la raffinerie (100 kCFA pièce) ; refaire la climatisation des sous-stations, remplacer les redresseurs 110V/24V et 220V/24V, remplacer l’onduleur du réseau informatique (> 50 MCFA), refaire les connections du réseau terre.

On voit que les problèmes potentiels liés au réseau électrique sont du domaine de la sécurité des hommes et des matériels, mais aussi du domaine des pertes de production qui peuvent survenir par arrêt des alimentations. Il est recommandé d’intégrer les demandes de cette fonction dans le masterplan de rénovation de l’usine (voir chapitre correspondant).

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Le Consultant n’a pas eu le temps de s’intéresser à la gestion et au fonctionnement des protections électriques du réseau. Il recommande qu’un état récapitulatif soit fait par le responsable de la maintenance du réseau.

3. Recommandations Avant d’optimiser l’opération d’une raffinerie, il est indispensable d’assurer les fondamentaux de son exploitation. Cela n’est pas le cas aujourd’hui, et l’état actuel peut faire craindre que si le back-log défini plus haut n’est pas éliminé, la sécurité d’opération risque de ne plus être assurée. Cette remise à niveau constitue une priorité pour la raffinerie. Pour autant, l’attention de la raffinerie est attirée sur le fait qu’il est également possible d’optimiser le fonctionnement et les coûts des fonctions Maintenance et Inspection. Même si la mise en œuvre de ces démarches paraît devoir constituer une priorité 2 pour la Coraf, la priorité restant la mise en œuvre d’un plan de rénovation, le Consultant donne ci-dessous quelques indications sur les différents éléments constitutifs d’une démarche d’optimisation de la maintenance et de l’inspection, telle que définie dans certains groupes pétroliers. L’organisation L’organisation préconisée est multidisciplinaire. Il serait illusoire de penser que la fonction maintenance peut être optimisée en restant en isolée des autres fonctions. L’encrassement des clapets des compresseurs sont des exemples typiques d’arrêt de machine lié à des conditions process et non à des éléments de maintenance. Un des principes de base est que l’optimisation de la fonction maintenance passe par l’amélioration de la fiabilité des équipements. Celle-ci constitue un objectif fondamental de toute raffinerie : la fiabilité des équipements permet d’engranger la marge disponible, elle évite les situations d’arrêt et redémarrage par essence promotrices de non qualité des produits, de situations dangereuses pour les hommes, le matériel, l’environnement, elle évite les dépenses liées aux travaux de maintenance… Une démarche d’amélioration de la fiabilité impose de s’organiser. On représente parfois l’organisation préconisée comme schématisée ci-dessous :

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COMITE DE PILOTAGEFIABILITECHAMPION

FIABILITECOMMUNIQUER

Retourd’info

RCM

Programme de Maintenance

Optimum

Mise-en-oeuvre

SuiviKPIsEquipes

Multidisciplinaires

PRO-ACTIF & REACTIF

Formation

Plans d’Actions

CLASSEMENTCRITICITE

Defaillances/ Incidents

rapports

Analyse des Causes

ActionsCorrectives

On voit que celui-ci fait intervenir :

Des équipes multidisciplinaires, chargées de traiter les problèmes de fiabilité de l’usine et composées des fonctions suivantes : Opération, Maintenance, Inspection (statique ou mécanique suivant le problème), Procédés, mais aussi achatss si les relations avec des fournisseurs sont nécessaires. La composition de l’équipe dépend en fait du problème a traiter,

Un « Champion Fiabilité », une personne désignée par la Direction et qui est chargée

d’animer la démarche Fiabilité de la raffinerie,

Un Comité de Pilotage, composé de membres de la Direction, avec latitudes d’engagement de dépenses, auquel le Champion et les équipes multidisciplinaires rendent compte périodiquement.

Deux voies d’analyse sont explorées :

Une voie réactive qui fait l’analyse des incidents passés suivant des méthodologies éprouvées d'analyse des causes « Root cause analysis » et avec comme objectif « L’élimination des défauts »,

Une deuxième voie, plus pro-active, qui sur la base de la connaissance des défaillances

passées et de la criticité des équipements analysés, définit le mode de maintenance avec comme objectif d’en optimiser l’effort :

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Effort

Pertes de productionCoûts de maintenance

Coûts + Pertes

OPTIMUM

Sous maintenance Sur maintenance

$

Quand l'effort de maintenance est limité, les coûts de maintenance sont faibles, mais les pertes de production peuvent être élevées par la non disponibilité des installations. A l'autre extrême du graphique, un effort de maintenance important permet d'assurer un taux de disponibilité important des unités et donc de faibles pertes de production. Les coûts de maintenance sont, eux, plus importants. Le bilan "Coûts de maintenance + pertes de production" passe par un minimum que les méthodes d'optimisation de la maintenance permettent de définir et de mettre en œuvre. Cette optimisation est obtenue en appliquant des méthodes d’analyse de risques. Elles portent sur les équipements statiques et dynamiques « Reliability centered maintenance », sur les boucles de sécurité, et sur les travaux d’inspection « Risk based inspection ». On notera que ces analyses sont effectivement basées sur les historiques de défaillances et de réparations des équipements et qu’il n’est pas possible de mettre en œuvre ces démarches sans avoir à disposition ces bases de données généralement présentes dans la GMAO. Outre l’amélioration de la fiabilité des équipements et l’élimination des défauts, les autres axes d’optimisation de la maintenance consistent à :

Améliorer la fiabilité de l’exécution des interventions : bien faire du premier coup

Optimiser le volume de travail : cela implique de classer les interventions en degrés d’urgence en attachant à chaque degré un délai de réalisation. Les degrés d’urgence sont définis en fonction de la criticité de l’équipement et de l’analyse des risques qui est faite en commun entre Opération et Maintenance de l’absence de cet équipement. Un autre volet consiste à demander aux opérateurs de réaliser pendant leur quart et en parallèle de la surveillance des installations, la « mineure maintenance » de celles-ci, ce qui réduit d’autant la charge e l’équipe de maintenance.

La création et réalisation de gammes de travail préventives fait partie également des

méthodes et outils disponibles.

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Une représentation schématique de ces méthodes se trouve ci-dessous. Dans la planification de l’ensemble des démarches, y compris la mise en œuvre d’une GMAO, il est considéré qu’elles sot certes importantes mais de priorité plus faible que le plan de rénovation. Elles ont donc été phasées à partir de 2009.

Fiabilité de L’Execution

OptimisationVolume de

travail

Fiabilité de L’Execution

OptimisationVolume de

travail

EliminationDes défauts

Fiabilité etIntégrité

EliminationDes défauts

Fiabilité etIntégrité

Reduction nombre

priorités 1

Réduction travailRéactif

Reduction nombre

De pannes

PrédictionC

harge de travailPrédiction

Charge de travailRéduction travail

réactif

Meilleure

planificatio

n

Outils et Techniques








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Département Technique

1. Organisation du département technique

2. Le service Procédés

3. Le service Laboratoire

4. Le service Inspection

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CHAPITRE 14 : DEPARTEMENT TECHNIQUE

1. Organisation du département technique

Ce département comprend à ce jour les quatre services suivants :

Procédés, Programmes, Laboratoire central, Inspection.

Une recommandation a été faite par ailleurs concernant la place du service Inspection dans l’organigramme de la raffinerie. Il est recommandé que ce service soit structurellement indépendant de tous les autres services et en particulier des services opérationnels. Il doit dépendre de la Direction de l’usine. Le chef du département estime que l’usine a aujourd’hui besoin d’un plan de rénovation compte tenu de son état. Un programme est en cours en ce sens, qui intègre en particulier les recommandations faites par les assureurs. Quand cette remise en état aura été faite, il sera possible d’envisager de développer la Coraf, dans les directions possibles suivantes :

a- Reprise de brut léger disponible : NKossa ou Bundi. Cette reprise risque d’être limitée par les capacités de refroidissement des GO léger et lourd ainsi que par des problèmes de qualité, en particulier sur le point d’écoulement du FO et sur le point de fumée du kéro.

b- Sur Djéno, il serait nécessaire d’investir dans la conversion des distillats sous-vide et du

résidu court. Par ailleurs, l’actuelle unité de distillation sous-vide est un simple flasher qui ne permet pas de couper le distillat sous-vide au-delà de 450°C alors qu’il serait souhaitable de couper à 550°C. L’augmentation de conversion sur l’hydrocracker imposerait d’augmenter la quantité et la pureté de l’hydrogène, ce qui nécessiterait d’investir dans une unité de production. Enfin, un traitement valorisant du résidu court à travers un viscoréducteur et une unité de production de bitumes améliorerait la marge de l’usine.

Ces points ont été traités dans l’étude « Technip 2003 ».

En termes d’évolution du marché, une différence doit être faite entre le marché local et le marché local accessible, même s’il est clair que ceux-ci vont croître en demande. Il est donc nécessaire d’envisager une augmentation de capacité de traitement de l’usine. A ce jour, la capacité technique est de 105 t/h, la capacité dite économique de 85 t/h.

2. Le service Procédés

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Le chef de département définit le rôle du service Procédés comme étant de vérifier les conditions de mise en œuvre des procédés à la Coraf. Des indicateurs existent, mais les moyens humains et matériels sont insuffisants pour en faire le calcul et le suivi. L’effectif théorique de 3 personnes n’est aujourd’hui que d’une personne, les moyens de calcul informatique sur Windows ne sont pas disponibles, les moyens labo sont insuffisants. Les données opératoires nécessaires au calcul des indicateurs sont obtenues en allant sur site chercher les informations correspondantes. Outre la vérification des conditions de mise en œuvre des procédés, le service est également en charge des études préliminaires des petites modifications à réaliser : à titre d’exemple, le service Procédés a réalisé l’étude préliminaire des modifications à apporter au SWS existant, ainsi que l’étude préliminaire du traitement des eaux acides de l’U6000. Le chef de département fait état d’une mauvaise valorisation du fuel oil FO 630 en particulier en raison de la taille inadaptée des bateaux.

3. Le service Laboratoire

Le Laboratoire central est composé d’un effectif théorique de 15 personnes. A ce jour, il reste 13 personnes mais 3 d’entre elles partent en retraite cette année. L’effectif va donc descendre à 10 personnes si les remplacements ne sont pas prévus. Le Laboratoire fonctionne d’une part avec 4 équipes de quart de 2 personnes (en fait une seule personne dans deux équipes ) pour réaliser le suivi Fabrication, d’autre part avec une équipe de JN pour faire les analyses des produits expédiés ainsi que les analyses « extérieures ». En ce qui concerne les appareils de laboratoire, dont le parc compte environ 80 appareils, il est à noter que plusieurs d’entre eux sont absents et ne permettent pas de faire le suivi prévu. La liste des analyses non réalisées actuellement par manque d’appareillage en état de marche est la suivante :

Filtrabilité GO / Kéro, Teneur en métaux par spectro de flamme (sera remplacée par fluorescence X), Teneur en asphaltènes (brut et charge U5000), Distillation des produits lourds, Soufre du naphta, Azote du naphta, Chromatographie sur reformat, Indice de réfraction, Indice d’octane de l’essence légère.

La situation des équipements de laboratoire, ainsi que celle des pièces de rechange, est très négativement affectée par l’atmosphère corrosive qui règne dans la raffinerie. Beaucoup de pièces de rechange présentes au magasin sont inutilisables. Le Laboratoire a émis l’idée d’utiliser des stocks de consignation qui consistent à acheter les pièces jugées nécessaires et à les stocker chez le fournisseur après s’être assuré des conditions de stockage et du délai de mise à disposition de la raffinerie.

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Le Laboratoire a préparé un plan chiffré de ses besoins sur les 3 années à venir. Ce plan est à intégrer dans l’ensemble des besoins de la raffinerie. La situation des moyens humains et matériels font que le programme d’analyses n’est réalisé qu’à ~ 60%. En fait, il semble que ce programme ne soit plus pris en compte et que les analyses sont faites suivant demandes des exploitants. Un examen rapide du plan d’analyses montre que celui-ci pourrait sans doute être réduit. Le Laboratoire n’est pas accrédité Cofraq, l’audit mené en 2003 ayant été négatif. Le suivi des normes se fait à travers l’acquisition des CR Roms AFNOR, remis à jour tous les 5 ans. La dernière publication date de fin 2005. Elle est en cours de prise en compte par la Coraf sous forme d’un résumé des modifications à l’attention des personnels du laboratoire. Le suivi des expéditions est fait à 100%, et les produits sont annoncés comme ayant toujours été conformes, sauf en ce qui concerne l’octane du super qui est resté inférieur à la norme pendant ~ 1 an avant que la catalyseur du reformer ne soit régénéré. Il n’y a pas de procédure écrite traitant du cas de non respect des spécifications. . Le cas échéant, la laboratoire remonte l’information à la Direction qui « négocie avec les commerciaux ». En résumé, les réflexions des responsables du laboratoire concernent les effectifs insuffisants, la mise en œuvre des stocks de consignation pour les pièces et appareils, la réalisation du plan d’investissement, la rénovation des locaux, la formation et les contacts avec d’autres laboratoires de raffinerie.

4. Le service Inspection : (voir chapitre 10)

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Grand Arrêt Métal

1. Généralités et déroulement

2. Les objectifs

3. La liste des travaux

4. L’organisation du Grand Arrêt

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CHAPITRE 15 : GRAND ARRET METAL

1. Généralités et déroulement

Le dernier Grand Arrêt de la raffinerie a eu lieu en 2002. Il a donné lieu à une remise en état de la raffinerie qui avait été arrêtée complètement entre 1997 et 2000. La longueur de run normale entre deux grands arrêts est de 4 ans, et un grand arrêt aurait dû être organisé en 2006. De fait, il a été repoussé au mois de septembre 2007. Une nouvelle vision de l’arrêt est apparue pendant la mission du Consultant, liée à la mauvaise conversion obtenue à l’unité 5000 d’hydrocracking et à la volonté d’étaler au mieux les coûts de cet arrêt. Cette vision consisterait à réaliser dès que possible l’arrêt des unités de distillation sous-vide et d’hydrocracking, avec changement du catalyseur dans cette unité, et de reporter au 1er trimestre 2008 l’arrêt du reste de l’usine, y compris quelques jours d’arrêt total pour remise en état des réseaux et installations communs comme la torche. Il paraît au Consultant que cette façon de procéder est optimale d’un point de vue économique global, à condition toutefois que :

Les problèmes actuels de fabrication sur la partie des unités dont l’arrêt serait reporté puissent être supportés par la raffinerie. Il est fait référence en particulier aux difficultés de fabrication d’un GO clair à la U1000 dont il semblerait que certains plateaux n'assurent plus leur rôle (ils peuvent ne plus être en place ou être tombés en fond de tour). La raffinerie supporte également un certain nombre de situations potentiellement dangereuses, décrites dans le chapitre consacré au département Exploitation (difficultés d’allumage de la torche, rupture de l’émissaire d’eaux rejetées vers la mer, fonctionnement sub-optimal du sour water stripper actuel, …),

Les demandes de dérogation pour les matériels dont les visites et épreuves seraient

reportées en 2008, après l’avoir déjà été en 2007, soient acceptées,

Les entreprises consultées puissent s’adapter à ce changement, sans augmentation substantielle du prix de leurs prestations. La division en deux parties de cet arrêt risque d’entraîner des coûts supplémentaires liés à la mise en place de l’organisation arrêt deux fois au lieu d’une. Il est suggéré d’étudier pour la première partie de l’arrêt, concernant U5000 et U6000, la possibilité d’une structure « légère » de gestion.

Il a été indiqué que la préparation et le suivi des travaux seraient assurés à 95% par les personnels de la CORAF.

2. Les objectifs

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Les objectifs fixés par la Coraf sont les suivants :

Sécurité : 0 accident Durée : 35 jours de travaux + 1 semaine de démarrage Qualité : « 0 fuite » au démarrage Respect du budget : 4,7 MM FCFA et montant des travaux

supplémentaires <= 20% Le montant de 4,7 MM FCFA inclut 3,5 MM FCFA pour la maintenance et 1,2 MM FCFA pour les investissements. A cette somme, il convient d’ajouter 1,6 MM FCFA pour les changements de catalyseur. La répartition des coûts estimés est la suivante:

Matériel : 200 MCFA de matériel importé 300 MCFA de sorties magasin 100 MCFA d’achats locaux 100 MCFA de produits chimiques et démarrage des unités

Main d’œuvre : 2000 MCFA de MO Entreprise Générale : cette estimation est basée sur l'arrêt 2002, après deux années d'arrêt, et constitue un maximum,

2000 MCFA de MO autres yc renforts extérieurs Par ailleurs, le temps de travail de cet arrêt est estimé à 75000 heures. Cette estimation est également basée sur la durée de l'arrêt 2002, et constitue elle aussi un maximum. Les commentaires suivants peuvent être faits :

L’objectif de « 0 accident » est bien entendu prioritaire. Dans la profession, il est considéré comme nécessaire pour minimiser les accidents de mettre en place une organisation spécifique en charge de la prévention. Cette organisation implique au minimum une équipe de la Coraf dédiée à cette tâche, elle peut aller jusqu’à louer les services d’une société spécialisée. Au-delà de la mise en place d'une équipe de la Coraf, renforcée par un responsable Sécurité de l'entreprise générale, le Consultant recommande à Coraf de réfléchir à l'appel à une société spécialisée.

L’objectif de durée de l’arrêt peut être considéré comme relativement peu ambitieux, à la fois

en terme de durée des travaux et en terme de durée de la période de redémarrage. Un tel arrêt, suivant les standards internationaux, doit pouvoir être réalisé en moins de 30 jours. Il est recommandé de revoir avec les entreprises générales la possibilité de réduire la durée des travaux. La durée de 75000 heures est également à confirmer.

Sur la base d’un temps estimé de 75000 heures et d’un coût de main d’œuvre de l’ordre de 4

MMCFA, l’heure de travail revient en moyenne à 53000 CFA. Il est recommandé de demander aux entreprises, générales et locales, la décomposition de ces taux.

Concernant la durée des périodes de redémarrage, le redémarrage d’unités telles qu’une

distillation de brut ou un hydrotraitement de naphta doit pouvoir se faire en 3 jours. Il est recommandé de détailler le planning de redémarrage unité par unité d’une part, et de le « connecter » au planning des travaux de façon à pouvoir le comparer valablement aux pratiques de la profession et le réduire.

Concernant l’objectif de contenir les travaux supplémentaires dans une enveloppe de 20%, il

paraît normal d’appliquer ce taux de 20% compte tenu de la situation actuelle des équipements. Un taux de 10% à 15% comme généralement admis ne pourrait

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vraisemblablement pas être tenu compte tenu du manque d’entretien passé. Il est conseillé d’inclure dans les contrats non seulement les conditions d’estimation des travaux supplémentaires, mais aussi des clauses de minoration des travaux dans le cas où, à l’ouverture, il apparaît que les travaux à réaliser sont moins importants que prévus.

Le budget de 6,3 MM FCFA (catalyseur inclus) représente un coût attendu de 12 M$ environ. Il est toujours possible de comparer ce coût à ceux de la profession en $/bbl ou en $/EDC. Solomon Associates définit l’EDC comme le facteur « Equivalent Distilling Capacity ». Comme expliqué dans le chapitre "Fiabilité et Utilisatoin des unités", le calcul de ce facteur, maintenant normalisé, fait intervenir la taille des unités, leur degré de complexité et la taille et la complexité des Utilités et des Off-sites. Par comparaison avec d’autres sites dont l’EDC est connu, il est possible d’estimer à environ 150 000 le nombre maximum d’EDC de Coraf. Pour information, les plus grandes raffineries européennes se caractérisent par un EDC de l’ordre de 4 à 5 millions soit 30 fois supérieur à celui de la Coraf. Les bonnes pratiques de la profession situent aujourd’hui le coût moyen d’un grand arrêt d’inspection, tous types de raffinerie confondus, à ~ 5,2 $/EDC ou encore 13 $cts/bbl. Dans le cas de Coraf, en supposant le nombre d’EDC égal à 150000, le traitement à 550000 bbl/an, et l’intervalle entre 2 arrêts successifs à 4 années, ces indicateurs seraient de 20 $/EDC et 5,4 $/bbl. On voit que la taille et la complexité de la Coraf font qu’il ne serait pas raisonnable de juger de la pertinence du budget sur la base de ces indicateurs. Exprimé en $/EDC, chaque élément de frais fixe prend une importance 30 fois plus grande à la Coraf que dans une grande raffinerie européenne. Vouloir réaliser le grand arrêt 2007 suivant le benchmark de 5,2 $/EDC reviendrait à limiter le budget de la Coraf à 3,12 M$, soit 1,6 MM CFA. En l’absence d’éléments valables de comparaison, il ne reste donc plus que le jugement sur la valeur absolue du coût annoncé. Il est certain que compte tenu de la taille de la raffinerie, et du nombre de ses équipements, la comparaison avec des arrêts réalisés dans des raffineries européennes et africaines tend à indiquer qu’un montant de 12 M$ est élevé. Et cela même si par ailleurs, il convient sans doute d’ajouter un facteur géographique pour tenir compte du coût d’approvisionnement du matériel acheté en Europe et acheminé au Congo, ainsi qu’un facteur spécifique à la Coraf pour tenir compte du manque d’entretien dont ont souffert certaines installations. Il est donc conseillé à Coraf d’étudier et négocier soigneusement les prix constituant ce budget. A titre d’exemple, il est recommandé de comparer les prix des matériels rendus à la Coraf avec les prix de vente de ces matériels par les fournisseurs. L'expérience sur les importations de matériel fait apparaître que les frais d'approche varient en moyenne entre 30 et 40% du prix de l'équipement principal. Il est recommandé à Coraf de mettre en œuvre un moyen d'évaluation systématique du montant des "frais d'approche". Les appels d’offres ont été lancés. Le Consultant n’a pas eu le temps de les analyser. Le cas échéant, si ces appels d’offres étaient émis à nouveau pour tenir compte du phasage en deux temps de l’arrêt, il est recommandé de demander à faire apparaître dans les offres :

Le montant forfaitaire justifié correspondant à chaque travail : par exemple, le nettoyage de tel faisceau depuis la dépose jusqu’à la repose (déjà prévu par Coraf),

D’utiliser des bordereaux quand cela est possible : par exemple pour les interventions

d’échafaudage et calorifuge, et de demander dans l’offre la valeur du point qui constitue un élément de négociation au même titre que les montants forfaitaires ci-dessus (déjà prévu par Coraf),

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Le montant du salaire horaire qui sera demandé à la Coraf par les contracteurs en cas de

travail supplémentaire, Il est conseillé de demander aux entreprises de justifier les montants demandés et de procéder avec elles à une analyse détaillée des prix de certaines interventions choisies dans différents corps de métier, dans l'objectif de vérifier le mode de chiffrage. A l’analyse des offres, il est également recommandé dans un premier temps de ne pas négocier la globalité de l’offre, mais chaque tâche constitutive de l’arrêt en essayant d’obtenir pour chacune d’entre elles le montant le plus bas de toutes les offres. De même en ce qui concerne la valeur des points bordereaux et le taux horaire.

3. La liste des travaux La liste des travaux émane des demandes Inspection, Exploitation, Maintenance et Procédés (projets). L’ensemble a donné lieu à une liste de travaux d’arrêt. La pratique normale inclut un exercice de challenge des demandes pour :

Vérifier que les travaux demandés ne peuvent être faits qu’à l’occasion de l’arrêt. En effet, le même travail réalisé pendant un grand arrêt peut présenter plus de risques et coûter plus cher que s’il est réalisé hors arrêt,

S’assurer de leur justification en fonction de critères choisis à l’avance. Ceux-ci intègrent

généralement un niveau de criticité et de fiabilité des équipements, susceptible d’éviter les arrêts imprévus sur la durée du run à venir.

Dans le cas de la Coraf, le premier exercice a été réalisé. Le second challenge n’a pas été mené suivant une méthodologie normalisée d’analyse de risques ni documenté. La nouvelle approche concernant la division en deux parties de cet arrêt pourrait créer une opportunité de mise en œuvre d’une telle méthodologie, tout au moins pour la partie qui serait réalisée en 2008.

4. L'organisation du Grand Arrêt L’organisation adoptée par la Coraf sur la base d’un arrêt complet en 2007 implique les entités suivantes :

Une entreprise générale pour les travaux reconductibles comme ouverture, nettoyage, fermeture des capacités, la gestion et la planification de l’ensemble de cet arrêt,

Des entreprises locales pour certains travaux de tuyauteries, chaudronnerie, instrumentation et électricité,

Des entreprises spécialisées pour travaux spécifiques : contrôle des installations électriques, utilisation de racleurs instrumentés dans les pipes, installation de tableaux électriques,

La Coraf elle-même pour les travaux dits organiques : révision de machines tournantes, réparation fuites vapeur, débranchements et réceptions des instruments,…

L’entreprise générale, en fait, n’est pas en contrôle de toutes les entreprises extérieures. Celles-ci sont suivies par un responsable Coraf désigné et agissant sous la supervision du chef de l’arrêt,

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membre du personnel de la Coraf. Il y a autant de responsables Coraf que d’entités citées ci-dessus, soit 4, et le schéma peut être représenté de la façon suivante :

EQUIPE ARRETCORAF

OPERATIONCORAF

ENTREPRISE GENERALE

TRAVAUX SPECIFIQUES

ENTREPRISESLOCALES

TRAVAUXCORAF

Cette organisation présente plus d’interfaces que si l’Entreprise Générale était en charge de l’ensemble des travaux dont elle sous-traiterait une partie aux autres entités. Et le nombre d’interfaces agit comme autant d’éléments potentiellement retardateurs dans un processus dont la durée est importante dans la mesure où chaque jour d’arrêt représente des pertes de production. Par ailleurs, en cas de litige et de recherche de responsabilités financières, il est préférable que l’ensemble des travaux soit sous la supervision de l’entreprise générale. La structure ci-dessus conduit à des rejets mutuels de responsabilités des entreprises. Bien entendu, l’entreprise générale demandera une rémunération pour la prise en compte de tous les travaux aujourd’hui en-dehors de son scope. Le Consultant recommande de bien peser les avantages et inconvénients des deux solutions, dont il lui paraît que celle qui consiste à donner la gestion de l’ensemble des travaux à l’entreprise générale est sans doute la meilleure.

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Ressources humaines et éléments humains

1. Evaluation quantitative des ressources humaines

1.1. Evolution des effectifs 1.2. La réduction des effectifs 1.3. La pyramide des âges 1.4. Synthèse

2. L’appréciation du personnel

2.1. Les modalités 2.2. Critères pris en compte dans l’entretien d’appréciation 2.3. Les dispositions du système d’appréciation 2.4. Synthèse

3. La politique de recrutement

3.1. La demande de personnel 3.2. Visa et décision 3.3. Recherche de candidatures 3.4. Organisation des tests de sélection 3.5. Synthèse

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CHAPITRE 16 : RESSOURCES HUMAINES ET ELEMENTS HUMAINS

1. Evaluation quantitative des ressources humaines

1.1. Evolution des effectifs: Au 31 décembre 2006 l’effectif de la CORAF était de 197 personnes toutes de nationalité Congolaise. En 3 ans l’effectif de la CORAF est passé de 267 personnes à 197 personnes soit une diminution de 67 70 personnes à fin décembre 2006. En 2007 la raffinerie a titularisé près d’une centaine de stagiaires longue durée et des opérateurs en prévision des départs en retraite, ce qui a fait passé les effectifs à 305 personnes soit une hausse 15%. Il faut noter que la Direction de l’Usine qui fait office de Direction générale a un effectif de 33 personnes (dont 1 expatrié le DU) : Le service HSE a un effectif de 25 personnes ; il est rattaché à la Direction de l’Usine.

Ratios du personnel d’encadrement

2004 : 26,02% 2005 : 26,05% 2006 : 25,89%

Les ratios du personnel de production sont les suivants : Dir Exploit + Dir Entretien+ Dir Contrôle Techniques + HSE

2004 : 74,34% 2005 : 77,17% 2006 : 72,59%

Ratio restreint Dir exploitation + Dir entretien

2004 :52,04% 2005 :52,69% 2006 :48,73%

Ce ratio restreint peut se comparer à des ratios d’autres raffineries dont le niveau est au moins de 50%.

1.2. La réduction des effectifs : A fin décembre 2006 la CORAF a connu 23 départs pour les motifs suivants :

• 22 départs à la retraite • 1 départ fin de contrat CDD

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3

6

0

Tableau : Evolution des effectifs nationaux par direction au cours des trois dernières années

Direction 2004 2005 2006 2004 2005 2006 2004 2005 2006 2004 2005 2006DU 10 7 9 5 4 2 27 28 22 42 39 3DOP 41 40 27 53 49 41 76 68 50 170 157 118DFC 6 6 6 9 8 8 2 2 2 17 16 1DARH 13 11 9 15 14 13 10 9 8 38 34 3Total des Agents par groupes 70 64 51 82 75 64 115 107 82 267 246 197

Hommes 65 59 46 72 67 56 106 95 70 243 221 172Femmes 5 5 5 10 8 8 9 12 12 24 25 25

Cadres Agents de Maîtrise Agents d'exécutions Total des Agents par DirectionCatégories

1.3. La pyramide des âges: L’âge moyen du personnel de la CORAF en mars 2007 est 42,1 années. En prévision des départs en retraite la CORAF a procédé à la titularisation des stagiaires longues durées et des opérateurs recrutés sur test depuis 2002. A priori on peut dire que cette population est relativement jeune, mais une analyse des besoins en personnel a permis de mettre en évidence des sureffectifs dans certains secteurs et des sous effectifs dans d’autres. Il y a des postes vacants pour lesquels il faut envisager des recrutements extérieurs dans la mesure où il n’y a pas de répondant au sein de la CORAF. Dans les cinq années avenir la CORAF devra faire face au départ en retraire de 102 personnes. En mars 2007 la structure des âges se présente comme suit :

• Les générations de 20 à 29 ans s’élèvent à 33 agents ; • Les générations de 30 à 39 ans s’élèvent à 108 agents ; • Les générations de 40 à 49 ans s’élèvent à 59 agents ; • Les générations de 50 à 60 ans s’élèvent à 102 agents.

1.4. Synthèse: Points Forts Points faibles Le climat social avec les partenaires sociaux est bon, qui adhèrent à la politique de l’équipe dirigeante actuelle. Titularisation des opérateurs qui permettra d’assurer la relève dans certains secteurs, sans qu’on soit obligé de recourir au consultant qui coûte très cher. Volonté de la nouvelle équipe dirigeante de

Les effectifs restent encore élevés pour une raffinerie de la taille de la CORAF. Absence de transparence dans la sélection des dossiers de candidature (avant janvier 2007). La campagne de recrutement des ingénieurs de très haut niveau n’est pas encore lancée, alors que la société manque cruellement des ingénieurs et a tendance à recourir aux consultants.

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revenir à une gestion dynamique des ressources humaines.

Absence d’une politique de formation du personnel. Absence de moyens pour financer la formation du personnel. Le service GPP (définir) n’est pas encore animé

Recommandations • Faire une évaluation des besoins réels en personnel et compléter l’organigramme en privilégiant

les promotions en interne. • Procéder à la réduction des effectifs tout en tenant compte des contraintes de l’environnement de

travail et des possibilités d’externalisation de certaines activités. L’objectif étant de ramener les effectifs à 250 personnes.

• Animer le service GPP en mettant en place un système formalisé de gestion des carrières. • Mettre en place un système de recrutement transparent pour garantir la sélection des candidats

les meilleurs. • Lancer la campagne de recrutement des ingénieurs de haut niveau en prévision des départs en

retraite. • Reprendre les formations qui sont en fortes baisse, en privilégiant celles qui peuvent être

rentabilisées immédiatement. 2. L’appréciation du personnel Il existe à la CORAF une procédure d’appréciation du personnel. L’objectif poursuivi est de mettre en place un système d’évaluation objective du personnel devant aboutir :

à une action de formation ; à une mutation ; à un avancement.

Cette procédure n’est plus appliquée à la CORAF depuis 1996 en raison des difficultés que la société a rencontrées dans son fonctionnement. C’est en janvier 2006 que la direction de la CORAF a décidé de relancer cette procédure, qui malgré la campagne de sensibilisation de la division RH dans le cadre des réunions de direction, ne semble pas avoir rencontré un écho favorable auprès des différentes hiérarchies pour les raisons suivantes :

Contestation de l’ancienne fiche qu’elles ne considèrent pas adaptée à leur exigence ;

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he par certains responsables pour lesquels une courte

Soumission à un exercice dont elles ont perdu l’habitude.

2.1. Les modalités :

Absence d’une hiérarchie dans certains secteurs ; Difficulté d’exploitation de la ficformation semblerait nécessaire ;

elles vont avoir une incidence sur la carrière de l’agent en rmes d’évolution, de rémunération…

sont compilées dans un rapport qui sera iscuté entre la direction et les représentants du personnel.

n, de rmation, qui prennent effet à compter du 1er avril de l’année suivant l’appréciation des agents.

2.2. Critères pris en compte dans l’entretien d’appréciation :

L’appréciation se fait en présence de l’agent, et chaque point soulevé par la fiche est discuté avec l’intéressé. A la fin de l’évaluation le supérieur hiérarchique donne son appréciation et signe la fiche ; l’intéressé donne son point de vue et à son tour appose sa signature. Les conclusions de la hiérarchie sont déterminantes dans la mesure oùte La période des auditions est fixée entre le mois de décembre et la fin du mois de mars. Les conclusions des entretiens pour l’ensemble du personnel d Cette rencontre offre ainsi une possibilité aux syndicats de plaider la cause des agents qu’ils estiment lésés. Elle débouche sur des décisions de promotion, de revalorisation de salaire, de mutatiofo

2.2.1. Critères de performance ou de résultat :

ail fournies (ex : organisation du travail, performance dans l’effort, management es équipes, etc.).

2.2.2. Critères de comportement :

L’évaluation se fait sur la base de critères techniques parfaitement mesurables, notamment la quantité et la qualité du travd

n environnement de travail : ualités humaines, sens des responsabilités, esprit d’initiative, etc.

e, alors que ce sont es éléments déterminants dans l’appréciation du comportement du personnel.

2.2.3. Critère d’aptitude ou de potentiel :

Il implique un jugement sur la personne dans ses rapports avec soq Nous avons constaté que les critères liés à la discipline ne figurent pas sur la fichd

nces et des comportements, on fait un pronostic sur le éveloppement possible de l’apprécié.

2.3. Les dispositions du système d’appréciation :

A partir de l’analyse des performad

2.3.1. Périodicité :

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el (GPP) a envoyé les fiches d’entretien individuel au début du mois de écembre aux directions.

2.3.2. Durée de l’appréciation :

La CORAF a renoué avec cette pratique en 2006. Au cours de cette année, le service de gestion prévisionnelle du personnd

vrier. Le mois de ars est réservé à la compilation des conclusions des entretiens avec le personnel.

faible, c’est pourquoi l’opération risque de ’étendre au-delà de la durée théorique fixée par la DARH.

2.3.3. Appréciation des besoins en formation :

La période des auditions est fixée entre le mois de décembre et la fin du mois de fém Cette opération ne semble pas rencontrer l’adhésion du personnel. En effet, à ce jour, le nombre de fiches d’entretien individuel retournées à la DARH est très s

s ctions de formation de la CORAF sont arrêtées dans le cadre d’une commission formation.

fin décembre 2006 la procédure était la suivante :

• ossiers en

du DU, le service formation prépare le plan de formation et le budget correspondants.

etien :

L’appréciation des besoins en formation n’est pas liée à l’entretien individuel de fin d’année. Lea A • Les services envoient leurs besoins de formation au service formation à fin décembre ;

Le service formation soumet les besoi ns à la commission formation, qui analyse les dfonction des priorités et du budget ;

• La commission arrête les actions de formation et les soumet à l’approbation du DU ; En cas d’accord•

2.3.4. Les responsables de l’entr

ou les

- ur hiérarchique de la hiérarchie immédiate, qui peut être chef de service, ou

mmédiate N+1 et le Directeur N+1 de la hiérarchie immédiate.

n. Pour les agents d’exécution et les agents de maîtrise, les notes

P r agents d’exécution et les agents de maîtrise

- le supérieur hiérarchique immédiat, qui peut être un agent de maîtrise, contremaître ou chef de service ; le supériedirecteur.

Pour les cadres L’appréciation se fait par la hiérarchie i Le rôle de la hiérarchie immédiate La notation doit refléter l’appréciatiovont de 0 à 4, pour chaque critère.

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a hiérarchie immédiate appuie si possible les notes avec ses commentaires et observations. On

ersonnel ne sont pas notés en « conduite des hommes ».

n fin, la hiérarchie immédiate (1er degré) donne son appréciation sur les points à améliorer et fait des transmet à son supérieur hiérarchique immédiat

econd degré), après lecture et visa de l’apprécié.

périeur hiérarchique appelle la hiérarchie immédiate pour un entretien. Si le upérieur hiérarchique de la hiérarchie immédiate ne s’entretient pas avec l’apprécié, la hiérarchie

Com te s à l’apprécié, le supérieur de la hiérarchie immédiate doit, en oll e immédiate, le situer par rapport à son poste, à savoir :

- nettement au dessus du poste

inadapté à son poste

e service GPP discute d’abord des propositions à faire à la Direction de l’Usine dans les réunions

a fiche formation est envoyée au service formation pour l’élaboration du budget et la programmation des différen tenues.

Ldistingue les postes avec commandement et les postes sans commandement. Les agents qui n’ont pas de responsabilité d’encadrement du p La hiérarchie immédiate dégage une note en valeur professionnelle et une note en effort personnel selon les formules indiquées sur la fiche. Epropositions sur les actions à envisager, qu’elle (s Le rôle du supérieur de la hiérarchie immédiate Il y a une possibilité de pondération de notes au niveau du supérieur de la hiérarchie immédiate. Si c’est le cas, le susimmédiate devra obligatoirement avoir un entretien avec l’apprécié pour lui expliquer les raisons de cette pondération.

p tenu des notes attribuéeaboration avec sa hiérarchic

- bien à son poste -

le supérieur de la hiérarchie immédiate transmet ensuite la fiche d’appréciation à la DARH au service GPP. LGPP/Direction. Ensuite il établit une synthèse de ces fiches pour la DARH suivie d’une proposition à la DU. L

tes formations re

2.4. Synthèse :

Points Forts Points Faibles Restauration de la procédure d’évaluation du personnel.

onnel arrivent vec beaucoup de retard à la DARH ( nbre de

er ces ntretiens car les agents considèrent que ça ne a pas changer leur situation sur le plan

Les dossiers d’évaluation du persadossier retourné représente 24% des effectifs ayant subi les entretiens en 2006) L’évaluation annuelle qui est en cours n’est pas rigoureusement effectuée dans les directions ; le personnel n’est pas motivé pour effectuevadministratif (promotions, rémunérations)

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manière claire, et la personne en harge de ce service a besoin d’être formée pour

Certains postes de responsabilité sont vacants et les agents ne peuvent être évalués faute d’une hiérarchie immédiate.

Le service GPP a été mise en place en janvier 2007. Les missions de ce service ne sont pas définies de caccomplir sa tâche dans les meilleures conditions. Il n’y a pas une procédure de relance pour les Directions qui ne répondent pas vite.

Recommandations

ières

tre à la DARH d’exploiter les

•

Les carrières et les rémunérations doivent évoluer en fonction d’un classement fondé sur la performance du personnel par rapport à des standards établis.

3. La politique de recrutement

• Renforcer la procédure d’évaluation du personnel qui est un des outils de la gestion des carrdans l’entreprise.

• Respecter le calendrier d’évaluation du personnel pour permetrésultats des entretiens.

• Sensibiliser le personnel sur l’importance de cette procédure.

Ajouter le volet discipline dans la fiche d’évaluation.

•

La COR recrutements suivants au cours des 3 dernières années :

• 2004 : 2 CDD

ctifs.

’ancienne équipe dirigeante, pour pallier les déficits en personnel et faire face à certains surcroîts de avail, sous nsultants et employait des stagiaires.

AF a effectué les

• 2005 : néant • 2006 : 2 détachés du Ministère des Hydrocarbures

Le fonctionnement de l’usine en dent de scie et l’absence d’une politique claire de relance des activités, n’a pas permis de mettre en place une politique de renouvellement des effe Ltr -traitai des activités auprès de co

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ande de personnel :

3.1. La dem

Sel lévènem :

e

- évènements imprévisibles tels que (décès, démission, licenciement, maladie longue durée) - défection temporaire du personnel à l’occasion des congés ou des formations etc. - surcharge de travail ne rentrant pas dans le cadre normal du fonctionnement du service

on a norme de gestion 65 cette demande est exprimée par chaque service à la suite des

ents suivants

- besoins exprimés par un service et approuvé par la DU dans le cadre des prévisions drecrutement

- modification de l’organigramme

3.2. Visa et decision : Le service demandeur adresse sa demande au Directeur de l’Usine

e Directeur de l’Usine envoie la demande à la DARH/GPP GP e tion s’assure :

- - lance la procédure de recrutement

ectionnés à partir de la banque de donnée constituée par le service formation.

e service du personnel donne son avis et vise et le transmet au DARH.

Le DARH a nsmet à la Direction de l’Usine qui entérine la décision.

3.3. Recherche de candidatures :

L

P n collaboration avec le service forma

du bien fondé de la demande

- dans le cas d’un contrat à durée déterminée les candidats sont sél

L

pprouve la décision, la vise et la tra

Candidature pour un co

ntrat à Durée indéterminée

3.3.1. Candidatures intérieures : La hiérarchie du secteur où la vacance d’un poste est constatée, rédige un argumentaire expliquant la nécessité de recourir à recrutement en y joignant la fiche de fonction du poste à pourvoir.

cteur de l’Usine ;

prise de la ORAF ;

Le délai de retour des propositions de candidatures est fixé à un mois à partir de la date de diffusion

La DARH en concertation avec la hiérarchie du secteur édite l’avis de Poste à pourvoir et le fait signer par le Dire La DARH adresse une copie de cet AVIS DE POSTE A POURVOIR au Syndicat d’entreC La DARH procède à son affichage en vue de solliciter d’éventuelles candidatures internes

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es lettres de candidatures internes sont obligatoirement transmises à la DARH par la hiérarchie con rn n avis sur :

- l’adaptation du candidat au poste t

e service formation à la réception des candidatures organise les tests et entretiens requis par le

près décision de la Direction Générale, le candidat retenu est informée de la décision par les

i l’essai n’est pas satisfaisant, le candidat est remis à son poste d’origine, la DARH déclenche la cherche de candidature extérieure.

Lce ée qui formulent à cette occasion u

- la possibilité ou les conditions de son remplacemen La DARH transmet les candidatures au service formation. LPoste. Les résultats du test sont transmis à la Direction de l’Usine. Ahiérarchies cédante et recevante. Cette décision est confirmée par une lettre de la DARH qui précise la durée de la période d’essai. Sre

3.3.2. Candidatures externs :

La vacance du Poste est déclarée à l’ONEMO (office national de l’emploi et de la main d’œuvre) qui

L’of d en précisant :

- les pièces qui doivent comporter les dossiers de candidature

es dossiers de candidatures sont réceptionnés par la DARH et transmis au service formation à

cède en concertation avec la hiérarchie du secteur concerné à une résélection sur dossier pour ne conserver que les candidats répondant aux critères spécifiés sur

a DARH informe l’ONEMO sur la liste des candidats retenus à l’issue de la présélection et de la ériode de déroulement des tests et des entretiens de sélection.

3.4. Organisation des tests de sélection :

reçoit en retour le numéro et la date de l’enregistrement de l’offre d’emploi.

fre e Poste est publiée par la DARH par les voies appropriées

- la date limite de prise en considération des candidatures Ll’expiration du délai. Le service formation propl’avis de poste à pourvoir. Lp

3.4.1. Accueil des candidats : A l’issue de la sélection la DARH est dessaisi du dossier, les candidats doivent se rapprocher du onsultant qui a été retenu par la CORAF pour organiser le test.

c

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3.4.2. Epreuves pratiques :

Les tests d’évaluation générale et psychotechniques sont préparés et corrigés par le consultant.

e consultant en charge de l’évaluation rédige un rapport détaillé sur chaque candidat et adresse son pport à la DARH.

Le test peut se dérouler en deux phases. La liste des candidats sélectionnés à l’issue de la première phase est communiquée à la DARH. La DARH conserve ces résultats en attendant la proclamation des épreuves de la deuxième phase. Lra

3.4.3. Choix du candidat à la direction générale :

La DARH tient une réunion de synthèse avec le consultant, à l’issue de cette réunion les résultats

pour décision finale.

a DARH informe l’ONEMO des résultats du test et des candidats retenus.

commentés des tests et des entretiens sont transmis à la direction de l’usine L

3.4.4. Constat :

Dans la pratique cette procédure n’a pas été respectée de l’année 2000 à 2006, dans la mesure où

lle ne pouvait garantir à l’ancienne équipe dirigeante les chances de voir les candidats qui avaient sa s.

Conséquen ées au consultant :

• • Abs

relance en 2007 a mis en évidence les faiblesses suivantes :

présence massive des consultants pour combler le déficit en personnel

n 2007 la nouvelle équipe dirigeante dans le cadre de la politique de recrutement a arrêté les mes

les besoins en personnel et une gestion

urs recrutés depuis l’année 2000 Signature des CDI pour 35 stagiaires longue durée Création dans le nouvel organigramme d’un service GPP

epréférence de passer avec succès les différentes épreuve

ces qui ont été indiqu

• Clientélisme • Indiscipline

Absence de motivation des agents ence d’une politique de renouvellement du personnel, qui dans le cadre de la

des activités manque cruel de compétence dans le secteur de la production et des

opérations

hautement qualifié. E

ures suivantes :

Remise à plat de l’organigramme pour identifierrationnelle des ressources humaines

Non renouvellement des stages de complaisance Non reconduction des contrats de consultant Signature à titre de régularisation des CDI pour 71 opérate

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Toutes ces mesures visent à apaiser le climat social et à créer les conditions de la prise en main progressive de la gestion des opérations par les nouveaux embauchés à la faveur des départs en retraite.

3.5. Synthèse

Points Forts Points faibles Existence d’une procédure assez complète de recrutement du personnel.

Besoin en personnel n’est pas correctement évalué. Recours systématique au consultant. Non respect de la procédure de recrutement. La CORAF ne tient pas de statistiques sur les départs en retraite, de manière à planifier les remplacements.

Recommandations • Les besoins en personnel doivent être correctement évalués. • La procédure de recrutement doit être appliquée de manière à garantir des embauches de qualité. • La société doit dans le cadre de la GPP tenir des statistiques sur les départs en retraite de

manière à planifier les remplacements. • Favoriser les recrutements en interne de manière régler en partie le problème de sureffectif. • Mettre fin à la politique de recrutement systématique des consultants.

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Projets / Investissements

1. L’organisation

2. Historique des projets de la CORAF

3. Le processus de développement des projets

4. Le processus d’approbation des projets

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CHAPITRE 17 : PROJETS / INVESTISSEMENTS

1. L’organisation Le fonctionnement de la Coraf prévoit aujourd’hui que les fonctions « Préparation Grand Arrêt », « Préparation des projets de rénovation » et « Projets d’Investissement » sont sous la supervision d’une même personne. Cette organisation apparaît sur l’organigramme sous la dénomination « Projets » directement rattachée au Directeur. Le regroupement de l’ensemble de ces activités sous une même autorité procède d’une logique qui doit permettre à la Coraf d’avoir et de démontrer une vision d’ensemble des besoins de la raffinerie. Au cours des discussions avec le titulaire du poste, il est apparu que l’usine devrait s’organiser pour définir, en plus du projet « Grand Arrêt » dont la définition est faite (même si la division en deux parties va sans doute demander de retravailler sur l’organisation et les appels d’offres d’entreprise générale) :

Un premier ensemble de demandes regroupées sous la dénomination de « Masterplan de rénovation »,

Un deuxième ensemble de demandes correspondant aux projets d’amélioration de la marge. Des parties de ces deux ensembles pourront/devront être traitées au grand arrêt. Les trois ensembles ne sont pas indépendants les uns des autres, ce qui plaide également en faveur de l’organisation mentionnée au début du chapitre.

2. Historique des projets de la Coraf Outre les projets de « housekeeping », un certain nombre d’études ont déjà été réalisées dans l’objectif d’améliorer la marge de l’usine, y compris le remplacement de la raffinerie actuelle par une nouvelle usine comprenant un FCC, pour un prix de l’ordre de 400 MMCFA. La dernière étude de ce type a été réalisée par Technip en 2002/2003 qui a proposé une approche en 3 phases : Phase 1 : Installation d’un viscoréducteur de 70 t/h Installation d’un système numérique de conduite Installation d’une unité de soufflage de bitumes de 60000 t/an Installation de 2 sphères de C4 de 500 m3 Amélioration du traitement des eaux process Pose de 3 pipes pour l’export de produits balncs Adaptation des off-sites Phase 2 : Installation d’une nouvelle distillation sous vide de 100 t/h Installation d’une unité de production / purification d’H2 de 300 kg/h Dégoulottage de l’unité d’hydrocraquage de 12 à 17,1 t/h Adaptation des off-sites

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Phase 3 : Dégoulottage de l’unité de distillation atmosphérique de 126 à 151,2 t/h Dégoulottage de l’unité d’hydrocraquage de 26 à 31 t/h Adaptation des off-sites L’ensemble de ces études a été réalisé sur brut « Djeno mélange ». La raffinerie souhaite tester le passage sur brut léger ou sur un mélange de Djeno et de brut léger, les essais réalisés en ce sens ayant paru positifs en termes de rendements en produits. Ces sujets sont développés par le Consultant dans la partie "Evolution stratégique".

3. Le processus de développement des projets Le mode de préparation et le mode de demande d'approbation des projets n'ont pas été fournis au Consultant. Or ces démarches sont nécessaires pour permettre l'adaptation du site. A titre d’exemple, le logigramme de la partie antérieure à l’approbation d’un processus projet d’investissement, tel qu’appliqué dans certaines raffineries est donné ci-dessous. Il indique les principales étapes à respecter ainsi que les responsabilités pour chacune d’elles. Ce logigramme est soumis à la Coraf pour réflexion. On voit qu’il prévoit entre autres deux étapes d’approbation, la première concerne la réalisation d’un avant-projet, sur la base de l’estimation à 30% et des gains financiers et autres potentiellement générés par le projet, la seconde concerne la réalisation du projet lui-même. Lorsque cette dernière est prononcée, le projet est dit « approuvé » et passe en phase de réalisation EPC. Les exercices mentionnés d’analyse de la valeur consistent à vérifier que le contenu du projet permet bien de réaliser les objectifs, mais également qu’il ne prévoit pas d’élément éventuellement superflu, ce que les Anglo-Saxons appellent le « nice to have », et dont le coût ne serait pas justifié compte tenu des objectifs du projet.

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DEFINITION DE LA BASE DU DESIGN (BOD)

DEMANDE D’ESTIMATION dite à 30%

ESTIMATION à 30%

ANALYSE DE LA VALEUR SUR LES FONCTIONNALITES DEMANDEES

DEMANDE D’AVANT-PROJET

NON ETUDES SANS SUITE

AVANT-PROJETS ∗ Inside plot ∗ Outside plot

ESTIMATION dite à 10%

ANALYSE DE LA VALEUR SUR L’AVANT-PROJET

PROJECT IMPLEMENTATION PLAN

OUI

APPROBATION

NON ETUDES SANS SUITE

OUI

APPROBATION

PASSAGE EN PHASE DE REALISATION

A faire par le demandeur suivant définition du contenu normalisé d’un BOD ou d’un process design package

Signée du chef de département du demandeur

Faite par Service Projets et envoyée au demandeur

(1)

(2)

(2)

(1)

Désignation du responsable de projet et émission du planning de réalisation de l’avant-projet envoyé au demandeur

Faite par le demandeur avec éléments de justification

Note d’organisation par responsable du projet avec définition des responsabilités, des budgets investissements et opération, du planning.

Interne ou Actionnaire sur la base d’un document de justification du projet indiquant les risques en cas de non réalisation

Fait par Service Projets ou sous-traité à un engineering suivant contenu normalisé d’un avant-projet

Par Comité de Pilotage Projets ou Actionnaires

Avec représentants des Actionnaires pour grands projets

Avec représentants des Actionnaires pour grands projets

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4. Le processus d’approbation des projets

A ce jour, la préparation technique d’un projet donne lieu à une demande avec description et chiffrage. Cette demande est présentée au DU dont la latitude d’engagement de dépenses est de 100 MCFA et/ou à l’AG pour les projets qui dépassent la latitude du DU. Les informations reçues des gestionnaires semblent montrer que :

Soit les budgets d’investissement ne sont pas adoptés et la raffinerie ne peut investir au cours des années correspondantes,

Soit certains projets sont acceptés, mais aucune ligne budgétaire spécifique n’est ouverte qui

permette d’ouvrir comptablement et techniquement le projet en vue de sa réalisation,

Les projets qui ont été réalisés dans un passé récent l’ont été sur la trésorerie de la raffinerie, apparemment sans faire de distinction entre dépenses courantes d’opération, amorties dans l’année, et dépenses d’investissement, amorties sur plusieurs années. Il est recommandé que les services financiers clarifient cette situation.

Il apparaît que le processus de présentation et de justification des projets est peut-être trop peu détaillé pour donner à l’actionnaire d’une part une vision globale, d’autre part la connaissance des risques qu’il prend pour l’outil de production en ne donnant pas les moyens de réalisation des propositions qu’il approuve. Sur la base de la continuation de l’opération de la Coraf, il appartient à la Direction de la raffinerie et à son Actionnaire de faire en sorte que cet outil fonctionne en assurant la sécurité des hommes et du matériel. De façon à éclairer au mieux l’Actionnaire, il est recommandé de définir avec lui la nature des informations qu’il souhaite voir communiquées dans la demande d’approbation avant d’approuver ou non un projet. Les impacts éventuels sur la sécurité, l’environnement, la qualité doivent être décrits. Les critères financiers, description des cash-flows, valeur actuelle nette, temps de retour, … doivent être présentés. De telles demandes d’approbation, telles qu’elles existent dans d’autres sociétés, peuvent être fournies à titre d’exemple. Dans le cas précis de la Coraf, où un retard certain a été pris, et où de nombreuses demandes sont en suspens, il serait sans doute également intéressant de présenter les demandes comme les éléments d’un tout par ailleurs décrit lui aussi. Cette façon de faire permettrait de mieux situer la demande dans l’ensemble des besoins. C’est pourquoi, il est recommandé de construire les ensembles de projets homogènes et cohérents, comme indiqué sous 1- : la partie des projets de remise en état sera décrite dans le chapitre « Masterplan de rénovation », la partie relative aux projets d’amélioration de marge sera décrite dans le chapitre « Evolution stratégique ».

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Analyse SWOT - Cette analyse vient en résumé du diagnostic

• Forces

• Faiblesses

• Menaces

• Opportunités

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CHAPITRE 18 : ANALYSE SWOT Les forces, faiblesses, menaces et opportunités principales notées par le Consultant au cours de ce diagnostic peuvent être résumées dans le tableau suivant : FORCES • Personnel motivé, prêt à « faire des

sacrifices » • Appui des instances représentatives du

personnel • Bonne connaissance des points d’amélioration

FAIBLESSES • Organigramme à redéfinir, • Postes à pourvoir, • Procédures, description de tâches, rôles et

responsabilités pas claires, • Outils de pilotage à développer • Pas d’ouverture sur le monde du raffinage • Pas de formation • Moyens matériels insuffisants (inspection,

labo, …) • Mauvais état de certaines installations

(stockages, électricité) et des superstructures (climatisation locaux techniques)

• Traitement des eaux process et des effluents mal conçu

• Pertes et combustibles • Pas d’outil de gestion informatisé • Stockage de GPL insuffisant

OPPORTUNITES • Bonne implantation • Bruts légers disponibles • Considéré comme outil stratégique par l’Etat • Centrale électrique surdimensionnée

permettant des extensions

MENACES • Prix du brut élevé, prix produits administrés, • Raffinerie petite et peu complexe, ne pouvant

apporter une valorisation significative • Important retard d’entretien • Important retard dans la formation et les

habilitations • Pas de politique « Risques industriels » à

l’intérieur et à l’extérieur de la raffinerie • Une seule pompe de Fuel vers port • Un seul bac de brut opéré en coulage/vidange • Difficultés à obtenir les financements pour

entretien

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Un projet d’entreprise

1. Contenu

2. La priorisation des démarches

3. Sponsors et champions

4. Comité de pilotage

5. Tableau de bord

6. Masterplan de rénovation de la raffinerie

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CHAPITRE 19 : UN PROJET D’ENTREPRISE 1. Contenu

De nombreux travaux de préparation des demandes de budget ont été réalisés par la Coraf. Ces travaux ont abouti à la rédaction de documents clairs et de qualité. Certains ont donné lieu à approbation budgétaire par l’actionnaire, d’autres pas. Par contre, le degré de réalisation de ces projets est faible. La continuation de l’opération nécessitera de réussir à mettre en œuvre ceux de ces projets qui seront jugés comme indispensables. A l’issue de l’examen rapide que le Consultant a pu réaliser pendant les 1O jours de la mission sur site, il est apparu que les projets qui doivent constituer ce projet d’entreprise peuvent être classés dans les catégories suivantes :

Les projets qui visent à parfaire l’organisation, le pilotage et le mode de fonctionnement : à titre d’exemple, la révision des fiches de postes est de nature à donner à chacun une meilleure compréhension de son rôle et de ses responsabilités,

Les projets et démarches axés sur l’amélioration de l’efficience par réduction des coûts. Ces

items portent sur le nombre de postes à terme, sur les méthodes d’achats, sur l’amélioration de la fiabilité et l’optimisation des méthodes de maintenance, …

Les projets de remise à niveau des installations dont l’objet est de remettre les équipements

qui le nécessitent en état de « fit for purpose ». A titre d’exemple, le parc de stockage contient plusieurs bacs dont le toit est percé,

Les projets qui au-delà de la remise en état vont permettre de porter les installations

existantes au niveau des standards actuels. Un des 2 bacs de brut n’est pas équipé d’écran flottant, et ne répond pas au standard actuel pour ce type de produit,

Les projets de modifications des installations dans l’optique de traiter des charges différentes,

de produire de nouvelles qualités, d’améliorer les rendements. Les exemples de cette nature de projet sont l’allègement du brut pour améliorer les rendements, ou la construction d’une unité de bitumes.

Il est clair qu’une vision globale de tous les besoins, incluant aussi bien les projets de remise à niveau que les projets de développement, tant sur le plan de l’organisation et des méthodes que sur celui des coûts et sur celui des investissements, serait de nature à donner une vision complète à l’actionnaire lui permettant ainsi de juger non pas seulement de la validité de chaque projet en isolé, mais aussi de la place de celui-ci dans le projet d’entreprise global qui permettra de faire progresser la Coraf. Il est donc recommandé de construire le planning qui reprendra l’ensemble des initiatives du projet d’entreprise (voir chapitre sur le phasage des démarches).

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Par ailleurs, chacune des initiatives donnera lieu à une estimation des coûts et des bénéfices qui lui sont attachés. Sur la base de ces données économiques et du planning de mise en œuvre, il est alors possible d’additionner mois par mois les gains et les pertes pour obtenir une évolution mensuelle du bilan. Ce graphique constitue un élément important dans le processus de prise de décision. Enfin, la demande d’approbation doit être accompagnée de l’organisation mise en œuvre pour implémenter le projet d’entreprise et en faire un suivi périodique. La mise en œuvre d’un tel projet d’entreprise présente un certain nombre de caractéristiques spécifiques qu’il sera possible de communiquer à la Coraf sur demande.

2. La priorisation des démarches Le nombre de démarches à entreprendre est important. Il est clair qu’un excès de démarches nuit à la capacité de réaliser celles-ci. Il est alors impératif de fixer les priorités et de phaser les démarches en fonction de leur priorité. Il existe des outils d’aide à la définition des priorités en fonction de l’évaluation comparée du risque de ne pas faire telle démarche par rapport à telle autre.

2.1. Outil d’aide à la définition des priorités :

Cette évaluation se fait à l’aide d’une matrice de risques, dont un exemple est donnée ci-dessous. Cette matrice permet de comparer des démarches de nature différente en évaluant pour chacune d’elles le niveau de risques pris par la raffinerie si elle ne réalise pas ces démarches. Les risques potentiels sont de plusieurs natures avec une échelle de sévérité commune à chaque nature :

Sécurité Environnement Réputation Financier Qualité

138/178



150120906030Perte marchéimportant

> 5 M€Agitation internationale

Arrêt d’exploitation, grave inquiétude publique

Décès multiples

5

12096722412Perte de client< 5 M€Agitation nationale

Emission importante générant une inquiétude publique - Exploitation adaptée

Un décès4

907227189Réclamation plusieurs clients

< 500 k€Agitation régionale

Effets en-dehors de l’usinePlusieurs plaintes extérieures

Blessure grave, non permanente

3

60241842Une réclamation client

< 50 k€Agitation extérieure locale

Exposition courte > MACUne plainte extérieure

Blessure légère, non permanente

2

154321Off-spec sans réclamation

< 5 k€Pas d’agitation extérieure

Emission mineure, sans dégât

Soin médical1

00000Pas de réclamation

Pas de dégâtSans conséquence

Pas d’effetPas de conséquence

0

10,10,010,0010,0001QUALITE PRODUITS SERVICES

FINANCESREPUTATIONENVIRONNEMENTSECURITESANTE

SEVERITE

150120906030Perte marchéimportant

> 5 M€Agitation internationale

Arrêt d’exploitation, grave inquiétude publique

Décès multiples

5

12096722412Perte de client< 5 M€Agitation nationale

Emission importante générant une inquiétude publique - Exploitation adaptée

Un décès4

907227189Réclamation plusieurs clients

< 500 k€Agitation régionale

Effets en-dehors de l’usinePlusieurs plaintes extérieures

Blessure grave, non permanente

3

60241842Une réclamation client

< 50 k€Agitation extérieure locale

Exposition courte > MACUne plainte extérieure

Blessure légère, non permanente

2

154321Off-spec sans réclamation

< 5 k€Pas d’agitation extérieure

Emission mineure, sans dégât

Soin médical1

00000Pas de réclamation

Pas de dégâtSans conséquence

Pas d’effetPas de conséquence

0

10,10,010,0010,0001QUALITE PRODUITS SERVICES

FINANCESREPUTATIONENVIRONNEMENTSECURITESANTE

SEVERITE

54321 54321

Description des risques si la demande n’est pas acceptéeDescription des risques si la demande n’est pas acceptée Probabilité d’occurrence des conséquencesProbabilité d’occurrence des conséquences

MATRICE DES RISQUES

Pour chaque nature de risque, le niveau de gravité potentiellement atteint est déterminé, sachant que la non réalisation d’une démarche proposée peut engendrer des risques de plusieurs natures. Ex : une rupture de canalisation de brut engendre un risque pour la sécurité, pour l’environnement, pour la réputation ainsi qu’un risque financier par perte de produit, réparation du pipe, … Une fois déterminé le risque potentiel, par exemple un décès, il faut estimer la probabilité d’arriver à un décès en cas de rupture de canalisation. Il s’agit bien de la probabilité d’occurrence non pas de la rupture de pipe, mais de celle d’un décès provoqué par cette rupture. Si la rupture est susceptible de se produire dans une zone désertique, la probabilité d’occurrence d’un décès est beaucoup plus faible que si la canalisation vient à se rompre en zone habitée. Le risque « Environnement », lui, peut par contre rester le même. Cette probabilité est notée 1 quand elle est de 100%, de 0,1 quand elle est de 10% et ainsi de suite jusqu’à 0,0001 quand elle est de 0,01%. En retenant pour chaque démarche le risque qui présente le couple « Sévérité / Probabilité » le plus grave, on voit donc qu’il est possible de comparer le « risque de ne pas faire » de chaque démarche et de pointer la position correspondante dans la matrice. On peut ainsi aboutir à un classement des démarches en fonction des caractéristiques « Sévérité / Probabilité » des risques attachés à leur non réalisation. La matrice est généralement divisée en trois zones :

La zone noire, qui représente les risques inacceptables et dont il faut impérativement sortir le plus vite possible,

La zone grise, pour laquelle il est nécessaire de pousser la réflexion sur la façon de sortir de la zone si la raffinerie a choisi d’opérer dans une zone de moindre risque,

La zone blanche, pour laquelle des moyens « soft », sous forme de procédures ou autres peuvent être suffisants.

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2.2. Utilisation de la matrice des risques : L’utilisation d’un tel outil impose les étapes suivantes :

Adapter le niveau de sévérité au contexte de la raffinerie : les niveaux de pertes économiques indiqués dans l’exemple ci-dessus ne sont sans doute pas adaptés à une petite raffinerie comme la Coraf. Il y a vraisemblablement lieu de réduire les montants indiqués, et de vérifier également l’échelle de sévérité des autres natures de risques,

Définir le niveau de risques que la raffinerie est prête à prendre : on voit bien que si la

raffinerie décide d’opérer dans la zone délimitée en rouge, elle sera amenée à ne réaliser que les démarches dont le « risque de ne pas faire » est très important. A contrario, elle peut se fixer de limiter le niveau de risques qu’elle accepte de prendre en décidant d’opérer dans la zone délimitée en bleu.

Ne considérer cet outil que comme un outil d’aide à la décision et ne pas le suivre

aveuglément. Certaines raffineries ont généralisé l’usage de ce type d’outil à toutes les décisions qu’elles sont amenées à prendre et auxquelles sont attachées des dépenses.

3. Sponsors et Champions Dans un projet d’entreprise, les démarches ne se font pas sans l’implication du personnel à tous les niveaux. Si les personnes ne sont pas nominativement désignées pour prendre la responsabilité de telle ou telle démarche, celle-ci a peu de chance d’aboutir. Il est recommandé de désigner pour chaque démarche :

Un sponsor : membre de l’équipe de Direction, ou proche de celle-ci, le sponsor supervise la réalisation des tâches pour lesquelles il a été nommé. Il n’est pas en charge de la réalisation de ces tâches, mais il assume la responsabilité de leur avancement conformément au planning convenu. Il aide les Champions associés et avec les Champions, il rapporte au Comité de Pilotage les faits marquants concernant ces tâches.

Un champion : expert dans le domaine, il est en charge de la réalisation d’une démarche.

Le plus souvent il ne la réalise pas seul, mais il est responsable de l’animation des travaux qui la constituent. En cas de difficulté, il se tourne vers le sponsor pour lui expliquer celle-ci et lui faire des propositions, conformes à l’esprit du projet, et de nature à régler celle-ci.

4. Comité de pilotage Le projet d’entreprise doit être suivi de façon rigoureuse et régulière. Pour cela, il est recommandé d’instaurer un Comité de Pilotage qui se réunit régulièrement, tous les 2 mois par exemple, et dont le rôle est de :

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Communiquer, avec le personnel d’une part et avec l’actionnaire d’autre part, sur le projet.

Cette communication doit se faire au début mais aussi régulièrement pendant la mise en œuvre,

Entraîner l’adhésion de l’actionnaire et du personnel, S’assurer de la mise en œuvre suivant planning des démarches décidées, Résoudre les difficultés qui peuvent se présenter dans telle ou telle démarche, Réorienter certaines d’entre elles en fonction de la réalité de la mise en œuvre, Faire le bilan périodique du projet.

Ce Comité de Pilotage est composé des membres de l’équipe de Direction, plus la ou les personnes plus particulièrement dédiées au projet. Chaque sponsor, membre de l’équipe de Direction ou autre, rapporte au Comité de Pilotage l’avancement et éventuellement les faits marquants des démarches dont il a la charge.

5. Tableau de bord

5.1. Le principe d’établissement du tableau de bord La volonté de pérenniser l’outil stratégique que représente la raffinerie, et le changement récent de l’équipe de direction, créent le besoin et l’opportunité de vérifier les outils de pilotage de la raffinerie. Parmi ceux-ci, il est nécessaire de commencer par définir un tableau de bord. Dans toute entreprise, le tableau de bord constitue la matérialisation de la vision que le management a développé du rôle de l’entreprise. Il est constitué d’un ensemble d’indicateurs dits de premier niveau, niveau à l’usage de l’équipe de direction à qui il doit permettre d’appréhender rapidement et facilement les performances de l’usine. D’autres niveaux d’indicateurs devront être développés : niveau départements, niveau services, et in fine si possible niveau individuel. Tous sont construits par déclinaison des indicateurs de premier niveau. L’objet du présent chapitre ne concerne que le premier niveau à l’usage de l’équipe de direction. La pratique normale est de définir un ensemble de ~ 20 indicateurs. Le tableau de bord proposé en contient ici 38. Ce nombre important se justifie par la nécessité pour une nouvelle direction de mieux appréhender les performances dans tous les domaines. Il présente l’inconvénient d’être plus lourd à gérer. Il est recommandé à l’équipe de direction de faire évoluer ce tableau de bord à terme, dans le sens d’une diminution du nombre d’indicateurs. Les indicateurs contenus dans le tableau de bord appartiennent aux différentes catégories suivantes :

La partie « Hygiène, Sécurité, Environnement, Qualité, Management » qui constitue la fondation de l’édifice qu’il est impératif d’amener à un niveau de solidité suffisant pour supporter l’ensemble des autres processus mis en œuvre dans la raffinerie,

La partie « Client », qui en achetant les produits de la raffinerie, fait vivre celle-ci, et dont

l’objectif est de pouvoir compter sur les produits dont il a besoin, en quantité et en qualité,

La partie « Actionnaire », propriétaire de l’outil, qui en fixe la mission et en attend qu’il remplisse cette mission,

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La partie « Personnel » qui fait fonctionner l’outil en mettant en œuvre les processus attachés

à l’activité de raffinage : Opération, Maintenance, Inspection, Procédés, Achats… et qui en attend de pouvoir en vivre et se développer.

Ces différentes catégories sont souvent schématisées comme ci-dessous :

PERFORMANCES

CLIENTS ACTIONNAIRES PERSONNEL

HYGIENE - SECURITE - ENVIRONNEMENT - QUALITE - MANAGEMENT

L’objectif de ce schéma est de bien montrer que la performance globale de l’édifice dépend de la solidité des fondations et de la prise en compte des attentes des clients, des actionnaires et du personnel.

5.2. Les indicateurs : Celui-ci a été construit en commun par le consultant et la raffinerie en prenant en compte la perception commune de la mission de la raffinerie, telle qu’elle est apparue au cours de la réunion de lancement et des autres entretiens ainsi que dans les différents documents mis à disposition du consultant. Ce tableau de bord constitue un outil de gestion de la raffinerie, à ce titre il doit être un document vivant qu’il faut adapter à la situation de la raffinerie. A chaque indicateur doit correspondre une personne désignée pour tenir à jour la valeur de l’indicateur, à la fréquence choisie qui est généralement mensuelle. Le tableau de bord proposé est donné en annexe 1 de ce document et contient les indicateurs suivants :

5.2.1. Les indicateurs Santé Plusieurs personnes ont témoigné ressentir une gêne respiratoire à l’intérieur de la raffinerie. Il est probable qu’il en est de même à l’extérieur. Cette gêne peut avoir diverses origines:

La station de traitement des effluents est située entre la mer et la raffinerie et donc « sous le

vent ». Les odeurs qui s’en dégagent sont transportées vers l’intérieur de la raffinerie,

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L’émissaire qui conduit les effluents aqueux dans la mer est percé avant celle-ci. Ce qui

amplifie le phénomène ci-dessus,

La torche brûle mal par absence de vapeur d’assistance : la combustion produit en permanence des imbrûlés,

La raffinerie a réalisé l’expérience de laisser des pièces de monnaie en divers endroits de la

raffinerie. Celles-ci ont très vite été corrodées, indiquant une atmosphère contenant sans doute des composés soufrés. C’est également une des raisons de la mauvaise tenue dans le temps de tous les composants électroniques de la raffinerie. Il a été recommandé au personnel de boire beaucoup …

Il n’est pas possible sans donnée quantitative et sans une enquête factuelle de diagnostiquer l’origine du problème. Les gênes ressenties par certains personnels n’ont peut-être aucun caractère de gravité. Il paraît important néanmoins que la Coraf étudie l’origine de cette gêne respiratoire et envisage les moyens de résoudre le problème. A supposer que celui-ci soit provoqué par les odeurs de la station d’épuration qui sont transportées par le vent vers la raffinerie, une solution à étudier consisterait à couvrir une partie de cette installation. La réparation de l’émissaire constitue également une amélioration nécessaire. Il est recommandé à la Coraf de rechercher l’origine de cette pollution, puis d’en étudier l’éradication, partielle ou totale. Outre une recommandation en ce sens, un indicateur « Santé » est introduit dans le tableau de bord. En attendant d’être en mesure d’identifier puis de quantifier le phénomène à l’aide de mesures appropriées, cet indicateur prendra la forme d’enquêtes périodiques auprès des personnels Coraf et Contracteurs pour mesurer la perception des personnels.

522- Indicateurs Sécurité Taux de fréquence : à ce jour, la Coraf suit le taux de fréquence des accidents avec arrêt uniquement, les autres accidents sont notés « sans arrêt ». La profession classe généralement ces derniers en deux catégories (voir chapitre sur HSE) : « soins » et « accidents sans arrêt » donnant lieu à traitement médical et/ou à adaptation du poste de travail. Un taux de fréquence est également calculé pour ces derniers. Les calculs sont les suivants :

Taux de fréquence = Nbre d’accidents * 1000000 / Nbre d’heures travaillées Un bon niveau de performances correspond à des taux de fréquence de 0 pour accidents avec arrêt et de 2 pour les accidents sans arrêt compte-tenu du nombre d’heures de travail plutôt faible (pris ici à 500000, chiffre à vérifier). Il est recommandé de ne pas différencier les personnels de la Coraf et ceux des contracteurs, ni pour les accidents, ni pour les heures travaillées. Comité Sécurité : compte-tenu de l’expérience de récents presqu’accidents tels que la fuite sur le réseau d’hydrogène, il est proposé à Coraf d’adopter une démarche dite des « Comités Sécurité » dont le principe et le mode d’utilisation sont expliqués dans le chapitre HSE. Il paraît que dans un premier temps un nombre de tels comités de 2 en 2007 serait une façon de lancer la démarche, et qu’un nombre annuel de 5 est approprié à une raffinerie de la taille de la Coraf.

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Audits des actes dangereux : la démarche « Audits des actes dangereux » ou AAD est dérivée des bonnes pratiques « prévention » préconisées par Du Pont de Nemours. Elle a été adoptée dans de nombreuses raffineries. Ces audits peuvent prendre différentes formes, mais le principe reste le même : il s’agit d’aller à la rencontre des personnels en charge d’un travail (opération, maintenance, …) et d’engager avec eux une discussion sur les risques liés à ce travail. Ces risques peuvent être spécifiques du métier exercé (coup d’arc pour un soudeur), liés à l’exercice de ce métier dans une raffinerie en général (travaux avec feu et risque de présence de gaz) ou caractéristiques du travail analysé (risque de brûlure par contact avec tuyauterie vapeur). La rencontre est l’occasion de faire mieux prendre conscience des risques par la personne, partant du principe que celle-ci sera plus vigilante si elle a pris le soin de les analyser. Les audits donnent lieu à la rédaction d’un compte-rendu rapide par les auditeurs. Les AAD sont généralement réalisés par binômes. Cette méthodologie peut faire l’objet de formation. Il est possible de ne former dans un premier temps qu’une personne qui démultipliera cette formation sur les personnels de la raffinerie. Il est proposé à la Coraf d’inscrire cette action en urgence 2, et d’intégrer cette formation dans son plan 2008, avec un premier objectif de réalisation de 20 audits en 2008, pour rythme normal de 50 AAD par an à partir de 2009. Nombre de pertes d’intégrité : cet indicateur peut être classé dans les catégories « Sécurité », « Environnement », « Intégrité », ou encore « Fiabilité ». Il traduit le nombre de fois dans l’année où un hydrocarbure ou un produit chimique échappe à l’enveloppe matérielle qui est sensée le contenir en permanence (le phénomène doit être inversé dans les unités sous vide). Il appartient à la raffinerie d’inclure ou non dans le décompte les pertes d’intégrité sur l’eau ou sur l’air, mais généralement on ne compte que les fluides dangereux pour la sécurité, l’environnement, et la disponibilité des équipements. Ces pertes d’intégrité proviennent d’une mauvaise qualité de joints, de la corrosion externe (corrosion sous calorifuge), de la corrosion interne, de l’usure mécanique (garnitures de pompes), … Il appartient au service concerné, l’Inspection pour le matériel statique, le service Mécanique pour les équipements tournants, de tenir à jour cet indicateur, et d’analyser les causes des pertes de confinement pour éviter leur récurrence. Les résultats présentés par la Coraf sont bons. Les incendies connus sur l’U6000 sont des incidents majeurs. On aurait pu penser qu’ils avaient été précédés par de nombreux incidents mineurs, selon le modèle de la pyramide :

Incidents mineurs

Incidents de moyenne importance

Incidents graves

100

10

1

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Les données présentées semblent contredire le modèle, et l’U6000 constituer un point singulier. Si c’est le cas, il y a lieu d’étudier l’U6000 en tant que point singulier, et d’initier une étude type « Technical Safety Audit » de cette unité.

523- Les indicateurs Environnement Nombre d’épandages Hydrocarbures et Produits Chimiques : cet indicateur est proche du précédent. Il met l’emphase sur les fuites de brut et autres liquides et sur la formation de « mares » qui constituent autant de dysfonctionnements « environnement ». La pratique générale est de ne mesurer ces fuites que lorsqu’elles dépassent un certain seuil en quantité, qu’il est ici proposé de prendre à 100 l. Il est toujours difficile d’estimer la quantité de produit qui s’est échappé d’un bac ou d’une tuyauterie. Le seuil de 100 l est fixé pour essayer de ne comptabiliser que les incidents pouvant impacter sur l’environnement. Dans cette perspective, l’objectif est de répertorier la fuite, qu’elle fasse 80 l ou 200 l n’est pas très important. SO2 dans les fumées : la raffinerie traite du brut BTS, et n’a pas de spécification administrative à respecter concernant les émissions de SO2. Une mesure récente du service HSE fait état d’émission de 20 kg de SO2 pour 100 t de brut Djéno. Sur la base d’une consommation énergétique de 4%, cette valeur correspond à une concentration de SO2 dans les fumées inférieure à 500 mg/Nm3. Cette valeur est faible, inférieure aux spécifications les plus sévères en Europe. Le suivi de cet indicateur n’est donc pas de première priorité pour la Coraf. Nombre de jours de pH > 7,2 : le pH des effluents aqueux rejetés à la mer doit être contrôlé à une valeur inférieure à 7,2. Cela n’est pas toujours le cas, vraisemblablement en raison du rejet de soude usée non neutralisée. Il est recommandé de mesurer le nombre de jours où le pH mesuré dépasse cette limite avec bien sûr comme objectif d’en limiter le nombre. Il sera sans doute nécessaire de réaliser des travaux de remise en état pour y parvenir, même s’il est sans doute possible d’améliorer la situation actuelle en adaptant les modes opératoires. La valeur cible de cet indicateur devra en tenir compte. Nombre de jours de teneur en HC > 20 ppm : l’entraînement d’hydrocarbures vers la mer doit être limité. La Coraf n’est soumise à aucune norme officielle, pour autant elle cherche à respecter un niveau « acceptable ». Une valeur normale de ce critère serait de limiter la teneur en HC à 10 ppm. Ses moyens laboratoire ne lui permettent pas de mesurer ce niveau. Il est donc proposé de fixer une limite compatible avec le meilleur niveau de sensibilité que ses moyens laboratoire lui permettent d’atteindre de façon reproductible, sans doute de l’ordre de 20 ppm (à vérifier par le laboratoire central). Là aussi, l’amélioration des résultats actuels nécessitera sans doute de réaliser des travaux, en particulier sur la station de traitement. Le Consultant recommande également à la Coraf de réfléchir à l’opportunité de faire adhérer la raffinerie à la démarche ISO 14001. Cette démarche constitue un cadre normalisé dans lequel seront mesurés les progrès que fera la raffinerie. Ce cadre constitue une référence, qui existe et qu’il n’est pas besoin de bâtir par ailleurs. De plus, adopter cette démarche implique de s’imposer une obligation de progrès année après année, sur la base d’une situation de départ qu’il faut caractériser. De ce point de vue, la norme ISO 14001 aide les entreprises à définir leur programme environnemental et les pousse à progresser.

524- Indicateurs Qualité

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Même si à ce jour, il n’a pas été possible d’évaluer le niveau de « la performance Qualité » de la Coraf et même si cette performance ne semble pas devoir constituer une urgence 1 compte tenu du contexte et des priorités de la raffinerie, le tableau de bord doit refléter le niveau de performance dans ce domaine. Il est normal de mesurer les performances suivantes : Nombre de livraisons hors spécifications : tous les produits expédiés sont certifiés par le laboratoire. Il est donc aisé de mesurer le nombre de livraisons hors spécifications et de demander au laboratoire d’en assurer la tenue à jour et le reporting. Nombre de réclamations clients : mis à part le fuel exporté par la raffinerie, les produits sont cédés à la SNPC qui en assure la commercialisation. Nous n’avons pas été informés de réclamations concernant la qualité des produits, y compris pendant toute la période où l’octane du Super était inférieur à 91. Cet indicateur est néanmoins proposé, dans la mesure où il est nécessaire pour permettre le suivi de la qualité des fabrications. Délais de mise à disposition : il s’agit d’un indicateur de « rupture des stocks » qui mesure le nombre de jours total, toutes qualités confondues, que les clients ont dû attendre les produits.

525- Indicateurs de marge Taux de charge U1000 : le taux de charge mesuré depuis plusieurs années est de l’ordre de 50 à 60% de la capacité de la distillation de brut. L’évolution sur la période 2001-2005 est donnée dans le chapitre consacré à la fiabilité. Ce taux de charge est faible. Les raisons avancées pour expliquer ce faible taux de charge font état du manque de disponibilité en brut. Par ailleurs, il est clair que le marché intérieur actuel, et plus encore dans le futur, est capable d’absorber une quantité de produits supérieure à celle produite par la Coraf aujourd’hui. Le marché intérieur « accessible » devrait lui aussi progresser à mesure que les infrastructures du Congo s’amélioreront. Il paraît donc important d’essayer d’utiliser au mieux les installations de la raffinerie. Dans la mesure où le taux de charge des autres unités dépend d’abord de celui de la distillation de brut, il est proposé de suivre en priorité le taux de charge de l’U1000 suivant le mode de calcul actuellement utilisé par la Coraf où le taux de charge est égal au rapport de la quantité traitée sur la période par la quantité qui aurait été traitée si l’intake avait été égal au design pendant le même nombre d’heures de fonctionnement. Il est proposé de viser un taux de 75% en 2007. Indicateurs de disponibilité Solomon : en ce qui concerne les années suivantes, il serait intéressant d’opter pour les indicateurs type Solomon, de façon à pouvoir se comparer aux moyennes internationales. Ces indicateurs Solomon traduisent en seul chiffre les taux de disponibilité et de charge de l’ensemble des unités et pas seulement de la distilaltion de brut. Ils sont au nombre de trois :

La disponibilité mécanique La disponibilité opérationnelle Le « On stream factor »

Le calcul de ces indicateurs est donné dans le chapitre consacré à la fiabilité. Compte tenu des bons résultats de fiabilité constatés pour les unités sauf l’U6000, il semble raisonnable de fixer comme objectifs à partir de 2008 les valeurs suivantes :

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Disponibilité mécanique > = 97% Disponibilité opérationnelle >= 96% On stream factor >= 95,5%

Ces valeurs sont à la limite entre le 1er et le 2ème quartile de l’étude Solomon 2004, tous types de raffinerie confondus. Nombre de jours à stock plein : cet indicateur mesure le nombre de jours où le niveau de stock a provoqué une baisse du traitement. On pense en particulier au stockage de butane dont on voit par ailleurs qu’il est actuellement trop petit (voir chapitre consacré à l’exploitation). Toute journée de baisse doit être expliquée. Sur qualité sur les produits : chaque produit répond à une liste de spécifications. A titre d’exemple, les spécifications Coraf concernant le Super sont données dans le tableau ci-après et comparées aux mesures faites sur le lot d’essence du 24/1/06 :

Caractéristique Spécification Lot du 24/1/06 Couleur Jaune pâle Jaune pâle Densité à 15°C <= 0,7700 0,7528 10% vol dist à <= 70°C 54°C Résidu de distillation %vol <= 3 0,5 TVR à 37,5°C en bar <= 0,64 0,557 Soufre en ppm pds <= 500 7 Corrosion lame de Cu <= 1b 1a Gommes actuelles <= 4 < 1 RON >= 91 93,5 Teneur en Pb en g/l <= 0,013 < 0,013 Teneur en oléfine %vol <= 21 0

L’examen de ce tableau montre que toutes les spécifications sont respectées, ce qui est l’objectif premier des opérateurs en ce qui concerne la qualité produits. Par contre, il apparaît que le RON de 93,5 est assez largement supérieur à la spécification de 91. Or chaque point de RON obtenu a un coût, que celui-ci soit lié à la sévérité de l’opération du reformer catalytique ou à l’addition de plomb tétraéthyle ou de base à haut indice d’octane. Aller au-delà de la spécification a donc un coût qu’il convient de minimiser dans la mesure où il correspond à un « gaspillage ». Les montants peuvent être (très) importants. Suivre la sur qualité impose de s’équiper en hommes et en matériel. A ce jour, la Coraf n’a pas les moyens de faire ce suivi. Par ailleurs, ce suivi appartient plus à l’optimisation de la raffinerie qu’à son opération de base et aux fondamentaux de celle-ci. Cet indicateur est donc considéré d’urgence 2 dans le cas de la Coraf. Marge matière : la différence entre le coût supporté par la Coraf pour acheter son brut au prix du marché et les encaissements réalisés en vendant ses produits à l’export et sur la marché intérieur correspond à une marge matière qu’il est possible de suivre mois par mois. C’est un indicateur de marge brute, où n’intervient aucun coût. Le calcul de cette marge matière pour 2006 donne un chiffre négatif de -24,5 MM CFA. Il est évident que dans ces conditions, sur la base des prix de produits effectivement utilisés pour le calcul,la Coraf ne peut pas même pas couvrir ses coûts. Valorisation usine à prix parité d’importation (PPI) : la marge matière ci-dessus permet de mesurer la valorisation de l’usine en fonction des prix « administrés ». Sans intervention sur les prix justifiée

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par des considérations d’ordre social, ceux-ci verraient leur valeur tendre à s’aligner sur les prix parité importation de ces mêmes produits. Il est donc intéressant de mesurer la valorisation de l’usine sur la base de ces prix, qui est la valorisation « marché libre » de la raffinerie. Marge nette de raffinage : celle-ci correspond à la marge brute ci-dessus diminuée de l’ensemble des coûts dont la Coraf est débitée. Cet indicateur introduit la dimension « Coûts » dans l’analyse, sans différencier entre les coûts qui relèvent de son cœur d’activité et ceux que la Coraf supporte alors que d’autres raffineries ne les supportent pas. L’analyse des coûts est faite dans le chapitre correspondant. Ajustement économique (AE) à l’équilibre : l’Etat Congolais est disposé à verser à la Coraf ainsi qu’au secteur aval une compensation pour « prix administrés ». Cette compensation encore appelée « Ajustement économique » constitue le prix à payer pour maîtriser les prix des produits à la pompe et donc les PED administrés, tout en assurant à la Coraf de couvrir ses frais et de réaliser les investissements dont elle a besoin. L’actionnaire souhaiterait pouvoir suivre le montant de cet AE, qui est fonction du prix du brut, des coûts de la Coraf, du montant des PED, des besoins d’investissements de l’usine. Il est donc intéressant de suivre de façon mensuelle le montant de l’AE correspondant à une marge nette nulle. Les détails des calculs de l’AE sont donnés dans le chapitre correspondant.

526- Indicateurs de coûts Temps d’attente des bateaux : une partie de la production de la Coraf est expédiée par bateaux depuis le port qui est relié à la raffinerie par 5 pipes (2*6˝, 1* 8˝, 2*10˝). Au-delà du temps de chargement et déchargement normal, les staries, les affréteurs facturent les temps d’attente sous forme de surestaries (demurrage). Il est important d’organiser les expéditions pour limiter les temps de stationnement du bateau au temps de chargement et déchargement normal (temps de planche ou lay time). Il est également important d’être en mesure de confirmer ou de contester les demandes des affréteurs en étant capable d’expliquer les raisons des temps d’attente. Energie + pertes : ce taux varie à la Coraf entre 6 et 7,5%. Les explications relatives à cet indicateur sont données dans le chapitre « Exploitation ». Le passage sur brûleurs tout gaz est recommandé. Coûts Solomon totaux hors énergie : les résultats économiques d’une raffinerie sont faits d’éléments que la raffinerie peut maîtriser et d’éléments qu’elle ne peut maîtriser. Dans la seconde catégorie entre le prix du brut et le prix des produits, administrés ou pas. Dans la première catégorie entrent les coûts variables et les coûts fixes. Les efforts de gestion d’une raffinerie se mesurent à l’aune de ses coûts. Parmi ces coûts, certains font partie du core business : l’achat de catalyseur, les produits chimiques, la maintenance, les frais de personnel, … D’autres ne font pas partie de ce cœur de métier : frais médicaux, frais de change, … Ce qu’il est convenu d’appeler ici les coûts Solomon correspond aux coûts du métier de raffinage. Ces coûts existent dans toutes les raffineries, parce qu’il sont liés au raffinage. Une liste en est faite dans le tableau de bord qui reprend les catégories de coûts telles qu’elles sont indiquées dans les études Solomon. Les valeurs 2006 sont indiquées à titre de référence. Elles doivent servir à fixer des objectifs pour les années futures. L’analyse et les commentaires concernaant ces coûts sont donnés dans le chapitre correspondant.

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Coûts non Solomon : ce sont les coûts mentionnés ci-dessus qui ne relèvent pas du cœur de métier du raffinage, mais qui affectent les résultats de la Coraf. Les commentaires et explications sont donnés dans le chapitre consacré aux coûts.

527- Indicateurs « Personnel » Avec l’actionnaire et les clients, le personnel constitue le troisième pilier des performances de la raffinerie sur le schéma d’introduction à ce chapitre. Ses attentes sont nombreuses, son engagement fondamental. Quelques indicateurs sont proposés à la Coraf qui sous-tendent la prise en compte de ses aspirations dans l’objectif d’améliorer ses performances pour la Coraf : Le taux de présence : il semblerait que la mesure du temps de travail donne des résultats très variables à la Coraf. Il est recommandé de noter chaque entrée/sortie de personnes, de façon à pouvoir suivre les temps de présence à l’intérieur de la raffinerie. Un indicateur comparant le nombre d’heures de présence au nombre d’heures théoriques permettra de mieux maîtriser ce paramètre. Le taux d’absentéisme : chacun sait que ce taux témoigne de la santé sociale de l’entreprise. Il n’a pas été possible d’obtenir la mesure de cet indicateur. Il est recommandé de le suivre et de le faire de façon transparente. Plan de formation : il est recommandé de bâtir des plans de formation individuels pour l’ensemble des personnels. Certains n’ont pas suivi de formation depuis de nombreuses années. Ce point rejoint la recommandation de rompre l’isolement de la Coraf, de façon à donner une ouverture vers le monde du raffinage d’aujourd’hui au personnel. Ces plans de formation doivent être basés sur l’analyse des compétences requises dans les années à venir, sur l’analyse des compétences actuellement existantes et viser à combler le gap entre les deux. Compte tenu des besoins sans doute importants qui apparaîtront, la raffinerie n’aura pas d’autre choix que d’étaler ces formations et de s’en tenir stricto sensu aux formations directement liées aux tâches en cours. Un premier indicateur mesurera le pourcentage de personnel dont il existera un plan de formation individuel, un deuxième indicateur mesurera la réalisation de ces plans. Réalisation des entretiens annuels : suivre le personnel implique d’avoir et de formaliser une fois par an, ou au minimum une fois tous les deux ans, un entretien entre l’intéressé et son supérieur hiérarchique. Au cours de cet entretien, les échanges portent sur l’évaluation de la performance de l’intéressé en fonction des objectifs qui lui avaient été fixés, sur sa propre vision de son travail et de ses difficultés, sur la fixation d’objectifs pour l’année à venir, sur l’identification des besoins de formation, éventuellement sur l’évolution de carrière. Cet entretien est un élément de la reconnaissance que tout personnel attend de l’entreprise. L’indicateur mesurera le pourcentage de personnes qui ont eu et pu formaliser un tel entretien dans l’année. Réunions de communication : tout plan de progrès passe par une communication régulière, face à face entre la direction et le personnel. L’organisation de réunions hebdomadaires systématiques, comme organisé par la nouvelle direction, est un moyen très fort de marquer la volonté de partager et d’expliquer la direction que doit prendre la raffinerie. Le Consultant encourage la Direction à persévérer dans ce mode de management. Le tableau de bord suivant est proposé à la Direction de la Coraf. Il lui appartient de se l’approprier, en l’état ou en le modifiant à sa guise, de le compléter là où elle l’estime nécessaire, puis de le faire

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partager par les membres du personnel. Le Consultant souhaite insister sur le fait que la construction même du tableau de bord de la raffinerie est une action de pilotage en soi.

Mesure à définir de la qualité de l'air 1 HSE ND ND < 20 <20

Taux de féquence accidents avec arrêt - 1 HSE 0 0 0 0Taux de fréquence accidents avec et sans arrêt - 1 " 0 <= 2 <= 2 <= 2Nbre de Comités Sécurité - 1 " 0 >= 2 >= 5 >=5Nbre d'audits des actes dangereux - 2 " 0 >= 20 >= 80Nbre de pertes d'intégrité HC/PC - 1 Inspection/Méca 0 <= 2 <= 2 <= 2

Epandages HC / PC > 100 kg - 1 HSE 0 <= 1 <= 1 <= 1SO2 dans les fumées mg/Nm3 3 " ND tbd tbd tbdNbre jours pH effluents > 7,2 - 1 " ND <= 90 <= 20 <= 10Nbre jours HC dans effluents > 20 ppm - 1 " ND <= 10 <= 10 <= 10

-Nbre de livraisons hors spec - 2 Qualité ND <= 3 <= 2 <= 2Nbre de réclamations justifiées - 2 " ND <= 2 <= 2 <= 2Délais de mise à disposition jours 2 " ND tbd tbd tbd

Taux de charge U1000 % 1 Programmes 50% (2005) 75%Disponibilité opérationnelle Solomon % 2 " - - >= 97% >= 97%Disponibilité mécanique Solomon % 2 " - - >= 96% >= 96%On stream factor % 2 " - - >= 95,5% >= 95,5%Nbre de jours à stock plein - 2 " ND 0 0 0Give-away sur produits MMCFA 2 " ND tbd tbd tbdMarge matière (yc subv et frêt) (a) MMCFA 1 " -24,5Marge nette raffinage (b) MMCFA 1 " -45,4PEDcalcpond - P revient Coraf $/bbl 1 "AE breakeven (PSR = PR) MMCFA 1 "Valorisation usine à PI réels $/bbl 1 "

Temps d'attente des bateaux heures 1 MDP NDEnergie + pertes % 1 Programmes 7,60% <= 5,5%Coûts Solomon totaux hors énergie dt : (a) - (b) MM CFA 1 Cont. Gestion 20,9Frais variables MM CFA 2 " 0,3Maintenance MM CFA 2 " 1,9Grand Arrêt annualisé MM CFA 1 " 1,5Services généraux MM CFA 1 " 0,2Main d'œuvre et benefits MM CFA 2 " 6,5Taxes MM CFA 1 " 0,7Assurances MM CFA 1 " 1,1Autres coûts fixes raffinage MM CFA 1 " 1,5Dépréciation MM CFA 1 " 4,7Intérêts MM CFA 1 " 2,5Coûts non Solomon MM CFA 1 " -1,8

Réalisation plan de formation opérateurs % 1 ARH 100%Réalisation plan de formation non opérateurs % 1 " 0% 25% 50% 90%Réalisation entretiens annuels % 2 " 24% 50% 75% 75%Taux de présence % 1 ND tbd tbd tbdTaux d'absentéisme % 2 ND tbd tbd tbdNbre réunions de communication - 1 " ND 100% 100% 100%

Objectifs 2008 Objectifs 2010Unités Priorité Résultats 2006 Objectifs 2007Reporting

MARGE :

COÛTS :

SANTE :

SECURITE :

ENVIRONNEMENT :

OBJECTIFS D'AMELIORATION CORAF

PERSONNEL

CLIENTS

ACTIONNAIRE

HSEQ

6. Masterplan de rénovation de la raffinerie La raffinerie a souffert d’un back-log de maintenance dans certains domaines avec pour conséquence :

Certaines installations ne sont plus « fit for purpose », Certains équipements ne sont plus aux standards actuels de la profession.

Pour donner une vision d’ensemble des besoins accumulés par l’usine en terme de remise en état, le Consultant propose de construire un document qui reprend toutes les demandes émanant des différents gestionnaires. Il est clair qu’en l’espace de quelques jours, il n’est pas possible de collectionner toutes les demandes de façon exhaustive. Il revient donc à la raffinerie de faire ce travail,

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ébauché ici comme exemple de méthodologie pour présenter et préparer un masterplan de rénovation.

6.1. Les objectifs : L’objectif des masterplans est de dresser la liste phasée dans le temps, la plus complète possible, des modifications et remplacements d’équipements nécessaires à court et moyen terme, pour que la raffinerie puisse fonctionner conformément aux objectifs qu’elle s’est fixée (Sécurité, environnement, disponibilité opérationnelle, coûts). Ils ne se substituent pas à la routine maintenance, préventive ou curative. Ces plans doivent donner l’image des besoins à venir de la raffinerie concernant les équipements. Parallèlement, ils permettent de planifier les activités de demandes et justification de projets à l’actionnaire. Les projets « Amélioration de marge » sont différents par nature de l’entretien des équipements. Ils ne sont pas ici intégrés au masterplan de rénovation dans la mesure où leur justification n’est pas faite au moment de la construction du plan. Mais il pourrait être justifié de les intégrer dans la mesure où ils peuvent impacter sur le matériel. Pour la même raison, il est bon d’incorporer les masterplans « Sécurité » et Environnement » pour leur partie matériels et équipements.

6.2. Le phasage des besoins : Les principes du phasage sont les suivants :

Dans le souci de décharger le Grand Arrêt, il est important de phaser « hors arrêt » tous les travaux qui peuvent l’être.

Pour tout item, le phasage idéal est celui qui permettrait d’éviter les coûts de défaillance tout

en retardant le plus possible les dépenses. S’il est assez simple d’estimer les pertes générées par une défaillance ainsi que le coût de la rénovation ou du remplacement qui permettront d’éviter celle-ci, il est très difficile de prévoir à priori la date ultime à laquelle un matériel va lâcher ou présenter une défaillance liée à sa durée de vie. Toutes les approches dans ce domaine prennent en compte la probabilité d’occurrence d’une défaillance. La précision du phasage ne peut être meilleure que celle attachée à cette probabilité. L’expérience a montré que les informations des constructeurs dans ce domaine sont toujours très (trop) conservatives. En résumé, le phasage général donné dans un masterplan couvrant plusieurs années doit absolument être challengé année après année en fonction des constats quotidiens.

L’approche purement déterministe est simplement impossible et seule une approche

probabiliste est possible dans la gestion des équipements. Par ailleurs, il est clair qu’aucune méthode n’est parfaite.

Il existe plusieurs outils disponibles pour aider à phaser les différents items contenus dans un

plan aussi riche en demandes que celui-ci. Ces outils sont la matrice de risques décrite dans le chapitre « Projet d’entreprise » ou encore le J-factor, le MEI (maintenance efficiency index), … On appliquera l’une plutôt que l’autre suivant la nature du problème. Toutes néanmoins intègrent une notion de prise de risques. Une approche déterministe de l’intégrité consisterait à installer une barrière physique pour tout risque identifié sans tenir compte de la probabilité de dégénérescence du risque en incident. A l’inverse, il est possible de retarder plus ou moins les dépenses suivant le niveau de risque que l’usine est prête à prendre ou

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pas. C’est en intégrant ce niveau de « risque acceptable » que les méthodes ci-dessus permettent de comparer entre elles la criticité des items de nature différente.

A titre d’exemple d’outil de phasage, le calcul et l’utilisation du J-factor se fait de la façon

suivante :

• Estimation de la probabilité de défaillance année par année, soit P(a) pour l’année a (en %),

• Estimation du coût total d’une défaillance, Cdef (en CFA) • Estimation du coût de rénovation, Cren (en CFA)

Alors: J(a) = P(a) * Cdef / Cren On a généralement : J(a+1) > J(a)

Il appartient à la raffinerie de fixer le niveau du J-factor à partir duquel elle décide de procéder à la rénovation. Ce seuil peut être de 1 mais il peut être aussi supérieur à 1. En fait, la raffinerie fixe ce seuil en fonction du risque qu’elle est prête à prendre mais aussi en fonction des ressources dont elle dispose. Comme ce facteur peut être déterminé pour n’importe quel équipement, son utilisation permet de comparer l’urgence de la rénovation d’un instrument à celle de la rénovation d’une pompe ou d’un bac.

6.3. Ebauche du masterplan de rénovation de la Coraf : En utilisant certains documents existants qui ont été mis à sa disposition et les éléments d’interviews réalisés au cours du diagnostic, le Consultant a construit une première ébauche de ce qui pourrait devenir le masterplan de rénovation de l’usine. Les documents consultés ont été les suivants :

Compte-rendu de la visite de la SCOR d’octobre 2006 Note DOP/PROD/FAB/07-059 « Compte rendu réunion bacs de stockage » « Synthèse des rapports de maintenance des équipements électriques MT-BT » par

Schneider Electric du 10/02/2003 Tableaux récapitulatifs DOP/JNZ « Besoins de financement des travaux de rénovation et

d’arrêt métal 2007 » Note « Programme des travaux de mise à niveau (Contrat de Performance) » du 6/10/06 Tableau issu du laboratoire sur les besoins en matériel labo Budget d’investissements 2007, 2008, 2009

Le Consultant n’a pas eu accès à d’autres documents concernant les besoins en rénovation. S’il existe d’autres besoins, il appartiendra à la raffinerie de les intégrer. Sur ces bases, un fichier Excel a été construit contenant les onglets suivants :

HSE Laboratoire Equipements statiques Equipements dynamiques Instrumentation Electricité Bacs de stockages

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Informatique Bâtiments Véhicules Social Discrétionnaire Directions RECAPITULATIF Marge (ce dernier onglet n’est présent qu’à titre informatif et n’est pas pris en compte sans le

fichier RECAPITULATIF) Chacun des onglets est renseigné avec la nature du travail de rénovation à prévoir, le montant de ce travail et l’année où il est prévu de la faire. Ces onglets sont reproduits ci-dessous : MASTERPLAN DE RENOVATION CORAF

HSE

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Camion incendie 100 150Matériel fixe unités et stockages 20Remplacement tableau simplex 25 25Etudes d'impact 10 70Surveillance et Communication 50 200Camion 4X4 50 75Installation disque-oil 50 90Etude Hazop 30 130 40Revamping matériel incendie 75 175MOV fond de tours 20 70Revamping traitement des eaux 100Lavage effluents U5000 100Débouchage des égoûts et drains

Total 630 985 40

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LABORATOIRE

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Microséparomètre 30Distillateur à eau 3Salinomètre 10,5Distillateur sous vide 54Machine à laver 9Bain trouble écoulement 30Cendres et Conradson 15Etuve 4,5Centrifugeuse 5,3PONA 30Tricycle 1,5Point d'aniline 19,5Oxygénomètre 3,8Bain TVR Essences 15Four à moufle 3,8Bain viscosité automatique 7,5Flashmètre Luchaire auto 15Spectro fluorescence X 36

Total 111,8 99,8 81,8

EQUIPEMENTS STATIQUES

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Forage d'un puits dans l'usine 50 50Revamping chaudière B 400 100Achat matériel chaudronné pour l'arrêt 500Matériel atelier chaudronnerie 20Passage racleur instrumenté dans 3 pipes 450Réparation pipes produits blancs 300Faisceaux échangeurs et batteries aéros 400Peinture pour lutter contre la corrosion sous calorifuge

Total 2120 150 0

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EQUIPEMENTS DYNAMIQUES

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Moteur diesel chargement FO lourd + SdC associée 300

Revamping GD2 400 400Revamping GD3 / GD4 (?) 500Remplacement P5002 50Outillage atelier 20Garnitures doubles sur pompes chaudes et GPL

Total 1270 400 0

INSTRUMENTATION

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Remise en état des analyseurs en ligne 50 50

Achat d'un hygromètre 100Passage en instrumentation électroniqueInstallation jauges radar sur bacs 50 80

Alarmes niveau/pression sur stockages GPLRemplacement vannes auto 50 50Matériel instrumentation 10Revamping TDC2000 Utilités 150Surpression des SdC et LTRemplacement autocom 50 30Remplacement faisceau hertzien 30

Antenne VSAT 40

Total 450 260 30

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ELECTRICITE

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Interconnexion du parc onduleurs usine 150Achat matériel sous-station 300Remplacement tableau électrique S/P 12 300Interconnexions réseau terreEclairage de secoursRemplacement redresseurs110/24V et 220/24VDisjoncteurs à remplacer (10) 50Racks alarmesRelais cellules MTRelais automatismesRévision MP 5001A/B

Total 750 50 0

BACS DE STOCKAGE

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Réparation réservoir de brut 1000Réparation bacs de produits blancs T9020/80/16) 500

Cigares de C4 400T9007 : remplacement joint Rubaglas et peinture intérieureT9013 : remplacement du toitT9014 : remplacement de viroles et drainT9017 : nettoyage tubulure de jauge et escalier à refaireT9021 : remplacement complet du toit et doublage dernière viroleT9024 : Réparation toit et ligne asp + révision soupapeT9027 : Réparations du toit + peinture + rambarde à remplacerT9028 : Réparations du toit + peinture du toitT9080 : remplacement du toitRéparation cuvettes et merlonsRattrapper le retard d'inspection

Total 1900 0 0

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INFORMATIQUE

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Meuble pour serveurs 7,5Micros / Imprimantes / Scanners 25 20 20Logiciels divers 8Logiciel OSL Microsoft 30 45Gestion des accès 30Logiciels gestion pharmacie 5Progiciel GMAO 60 40Internet / Intranet 25Veille réseau 10

Total 190,5 115 20

BATIMENTS

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Climatisation des locaux 50 50Matériel bureaux 40Extension / réfection bureaux 50 100Achat copieurs 15Remise en état alarmes incendie

Total 155 150 0

VEHICULES TRANSPORT

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

3 véhicules pick-up MCE, MDP, Fab 40 20Achat Clio et 206 150Véhicules de fonction 100 100Autres 15 10

Total 305 130 0

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SOCIAL

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Matériel restaurant entreprise 50 30Mur de sécurité à SIAFOUMOU 30 50Eclairage cités 20 40 100Matériel médical 30 50Climatisation logements personnel 20Aménagement villas 30 120 150Ambulance CMS 50

Total 150 270 350

DISCRETIONNAIRE DIRECTIONS

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

AG / DU 25Direction Technique 15Direction ARH 15Direction financière et comptable 15

Total 70 0 0

RECAPITULATIF DES BESOINS

ITEM (en MCFA) 2007 2008 2009 2010 2011

Laboratoire 112 100 82 0 0HSE 630 985 40 0 0Equipements statiques 2120 150 0 0 0Equipments dynamiques 1270 400 0 0 0Instrumentation 450 260 30 0 0Electricité 750 50 0 0 0Bacs 1900 0 0 0 0Informatique 191 115 20 0 0Bâtiments 155 150 0 0 0Véhicules 305 130 0 0 0Social 150 270 350 0 0Discrétionnaire Directions 70 0 0 0 0

Total (non compris projets "Marge") 8102 2610 522

Les remarques suivantes accompagnent l’examen de cette ébauche de masterplan :

Un certain nombre d’items ne sont apparus dans aucun des documents mentionnés, mais ont été cités par les personnes interviewées. Ces items sont repérés en gras dans les tableaux,

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Des projets aussi connus que la réinstrumentation électronique n’apparaissent pas dans le document « Budget 2007, 2008, 2009 » et le montant de ce projet n’a pas été donné,

La même remarque s’applique à la rénovation des bacs de stockage, dont une partie

seulement est reprise dans les documents de budgets ou de demandes de financement (l’intégralité des remarques de la note sur les stockages a été reprise dans les tableaux ci-dessus),

L’étalement tel qu’il apparaît dans les documents mis à disposition, hors demandes non

chiffrées, peut se schématiser comme suit :

0

2000

4000

6000

8000

10000

2007 2008 2009 2010 2011

MM

CFA

Il est clair que Coraf ne peut pas réaliser le projet sur ce phasage : en 2007, elle prépare le grand arrêt (dont une partie des dépenses sont intégrées bien entendu dans le montant 2007). Non seulement les moyens organisationnels mais aussi les moyens financiers ne seront pas disponibles. Il lui sera donc très difficile de réaliser plus de 8 MMCFA de travaux (le montant des travaux d’arrêt est de 4,7 MMCFA) dans l’année.

Il n’apparaît pas dans la construction des documents mis à disposition de méthode de phasage basée sur l’analyse de risques, d’où vraisemblablement cette répartition inégale et quasi impossible à mettre en œuvre.

En conclusion de ce chapitre, et sur la base de l’ébauche ci-dessus de ce que pourrait être le masterplan de rénovation de l’usine, le Consultant recommande de :

Recenser de façon exhaustive tous les besoins tels qu’exprimés par les gestionnaires des installations,

Les lister par spécialités suivant le même type de tableaux que ci-dessus,

Pour chacun d’entre eux, déterminer la probabilité d’une défaillance au cours des années

2008, 2009, 2010, 2011, 2012 (une période de 5 ans est appropriée à ce type d’exercice), ainsi que le coût de la défaillance et le coût de la rénovation,

Sur la base du risque que la raffinerie est prête à courir, déterminer l’année au cours de

laquelle le travail devra être fait.

Si les montants requis sont trop élevés, la raffinerie pourra, ou non, envisager un niveau de risque plus important.

Construire un tel plan constitue un travail important. Il est nécessaire de nommer une personne qui aura la responsabilité de l’établir. Par ailleurs, un tel outil doit être « vivant », et il devra être tenu à

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jour en permanence en enlevant ce qui aura été fait et en ajoutant ce qui apparaîtra comme devant l’être.

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PROPOSITION DE PHASAGE DES DEMARCHES Le projet global contient plusieurs composantes :

Les démarches visant à réorganiser la raffinerie : son organigramme, son fonctionnement, ses outils de pilotage,

Les démarches de remise en état de la raffinerie d'une part et de mise au standard d'autre

part,

Le « Grand arrêt métal » qui constitue à lui seul une démarche importante pour la suite des opérations à la Coraf,

Les projets d’évolution des outils de raffinage en vue de mettre en œuvre une meilleure

valorisation de la charge. Tout ne pourra pas être fait en même temps. Un nombre aussi important d’initiatives nécessite un phasage basé sur les priorités et sur les événements incontournables tels que le grand arrêt. Un phasage est proposé ci-dessous, qu’il appartient à la raffinerie et à son actionnaire d’adapter compte tenu de la vision qu’ils ont de la raffinerie et des urgences à mettre en œuvre. Les points suivants ont été pris en compte dans la construction du phasage :

Le grand arrêt a été divisé en deux parties, comme proposé par la raffinerie, de façon à étaler les dépenses et à changer le plus tôt possible le catalyseur de l’hydrocracker dont le niveau de conversion est très faible à ce jour,

Le planning est construit sur la base du lancement par Coraf d’un projet d’entreprise avec

l’organisation adéquate : Comité de Pilotage, Sponsors, Champions, suivi périodique régulier et rigoureux,

Un gros effort attend la raffinerie en ce qui concerne l’organisation au sens large. A ce jour,

celle-ci est à revoir de façon importante et cette refonte doit être faite dans les premières phases du projet. L’organisation et les méthodes de travail font partie des fondamentaux du fonctionnement d’une raffinerie,

Lorsque les démarches relevant de l’organisation seront réalisées ou suffisamment avancées,

la Coraf devra s’équiper avec les outils de pilotage indispensables à une raffinerie (voir chapitre sur outils de pilotage). Les deux outils principaux sont un modèle de programmation linéaire et une comptabilité analytique,

En parallèle avec les démarches visant à doter la Coraf d’une organisation et des outils de

pilotage adéquats, les remises en état liées aux problématiques HSE devront être lancées,

L’étape suivante consistera à remettre en état la raffinerie. Le masterplan de rénovation servira de base d’étude et de réalisation. Celle-ci s’étalera sans doute sur une période de ~ 3 ans, compte tenu de l’ampleur des travaux et des moyens nécessaires,

Quand l’usine aura progressé de manière significative dans la remise en état des installations,

et qu’elle aura ainsi retrouvé des fondations solides, il sera alors temps pour elle d’aborder les démarches d’optimisation de son efficience dans le domaine des coûts : main d’œuvre, maintenance, …

Enfin, une des urgences concernant Coraf est de lui assurer une marge nette améliorée le

plus rapidement possible. C’est pourquoi, l’étude des projets d’amélioration de marge et la

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ABCD

Livrable 1 –Rapport final


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réalisation de celui ou ceux qui auront été retenus, devront se faire en parallèle des premières démarches citées ci-dessus. Il serait souhaitable, suivant la nature des modifications, de réaliser celles-ci durant le Grand Arrêt 2008.

Un planning de niveau 1 est proposé ci-dessous à la Coraf. Il est clair qu’il appartient à la raffinerie de le discuter et de le modifier en fonction de ses propres perceptions de sa situation et de ses objectifs. Un planning de niveau 2, montrant entre autres le détail des démarches constituant le masterplan de rénovation, devra bien sûr être construit. Le Consultant souhaite souligner qu’un tel planning devra être construit par la Coraf si celle-ci veut pouvoir se l’approprier.

Livrable 1 –Rapport final


ABCD

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PLANNING TENTATIF DU PROJET D'ENTREPRISE CORAF

NATURE DES PROJETS SponsorAvr Mai Jui Jui Aou Sep Nov Dec Jan Fev Mar Avr Mai Jui Jui Aou Sep Oct Nov Dec Jan Fev Mar Avr Mai Jui Jui Aou Sep Oct Nov Dec Jan Fev Mar Avr Mai Jui Jui Aou Sep Oct Nov Dec

OUTILS DE PILOTAGE Définition des objectifs court et moyen terme Codi - SNPC Définition matrice RAM pour Coraf Codi - SNPC Classement RAM des recommandations Codi Tableau de bord 2008/2010 Codi Déclinaison annuelle par service Chefs Dép Formation à SAGE de tous les utilisateurs ARH Outil de programmation linéaire : achat + formation Programmes Mise en place comptabilité analytique FN Réunions Comité de Pilotage du projet d'entreprise

ORGANISATION Organigramme Codi Définition processus décisionnel Codi Peupler organigramme ARH Fiches de fonction Chefs Serv Désignation responsables budgétaires Chefs Dép Définition mode de reporting (format, fréquence) Codi

SECURITE Rédaction procédure Comité Sécurité HSE Formation aux audits actes dangereux HSE Etudes Hazop - Etudes de danger Sécu Procédés

SANTE Installations détecteurs SO2 au sol HSE Début suivi immiscions HSE Rédaction des fiches de risques aux postes Chefs Serv

ENVIRONNEMENT Réparations émissaire vers la mer Maintenance Modification SWS existant (étude + EPC) Projets Traitement eaux acides U5000 (étude + EPC) Projets Remise en service neutralisation des soudes Maintenance

INSTALLATIONS Préparation Grand Arrêt Cellule Arrêt Grand Arrêt U5000/6000 Cellule Arrêt Grand Arrêt autres unités Cellule Arrêt

Recommandations "soft" (procédures, organisation) Chefs Serv

Masterplan de Rénovation : HSE HSE Masterplan de Rénovation : Laboratoire Labo Masterplan de Rénovation : Equip. Statiques Insp / Maint Masterplan de Rénovation : Equip. Dynamiques Mécanique Masterplan de Rénovation : Bacs Maintenance Masterplan de Rénovation : Instrumentation Maint / Projets Masterplan de Rénovation : Electricité Maint / Projets Masterplan de Rénovation : Informatique Inform. Masterplan de Rénovation : Bâtiments climatisations LT Maint / Projets Masterplan de Rénovation : Bâtiments autres

REDUCTIONS DE COUTS Etude amélioration efficience usine Mise en place nouvel organigramme GMAO Projets Méthodes d'optimisation maintenance (RCA, RCM, …) Maint / Ops Adapter effectifs sous-traitants de maintenance pour rénovation Maint Développement contrats de maintenance (bordereaux …) Maint Mise en place d'un Comité d'appels d'offres Codi Rationalisation du nombre de fournisseurs Achats Attribution des Services Généraux à un nombre restreint d'EE (maxi 8) Maint Renégociation taxe assurance FN Réduction C&P (baisser mini-fuel fours, diminuer COV) Ops / Maint

PRODUCTION DE BITUMES (si justifié) Reprise étude Litwin Bitumes Projets Tie-ins projet Bitumes " "Bon pour Construction" " Reprise BPC projet Bitumes " Mise en production Bitumes "

UPGRADING DSV - HYDROCRACKING (si justifié) Modélisation Projets Définition modifications " FEED " Engineering " Tie-ins " Procurement " Modification installation DSV et HDC actuelles " Construction en marche HDC " Démarrage unité modifiée "

TRAITEMENT BRUT LEGER (si justifié) Etude passage sur Nkossa Projets Commandes longs délais " Modifications " Traitement mélange léger/lourd "

RENEGOCIATION CONTRAT FUEL 630 Codi

2007 2008 2009 2010

ABCD Diagnostic Fonctionnel et Opérationnel

Livrable 1 – Draft pour discussion CORAF – Version non officielle

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Annexes comptables et financières

A1. Analyse des résultats comptables et financiers A2. Analyse de la production et des ventes de 2003 à 2006 A3. Réconciliations du résultat 2006 A4. Résultat détaillé de la comparaison des coûts de raffinerie A5. Prime et valeur d’assurance appliquée à la CORAF



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Annexe 1 (A.1) Analyse des résultats comptables et financiers de la CORAF

A.1.1. Soldes intermédiaires de gestion



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A.1.2. Evolution des ventes – de la marge matière et du résultat net

Ventes, Marge matière et résultat net en md FCFA

-17.4 -20.9 -25.5

-41.8 -55.00

-35.00

-15.00

5.00

25.00

45.00

65.00

85.00

105.00

125.00

2003 2004 2005 2006

Ventes (**) Marge brute sur matières (comptable) Résultat net comptable

subventions 12.1

subventions 17.8

On constate que la marge matière comptable était positive en 2003, puis nulle en 2004, pour devenir négative en 2005 et en 2006 (résultats avant les subventions accordées par l’Etat et avant différentiel fioul). Cette dégradation provient principalement de la hausse continue des cours du pétrole brut qui n’a pas pu être totalement répercutée par la CORAF dans ses prix de vente export (voir en détail en Annexe financière 2).



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A.1.3. Résultats analytiques de CORAF en 2005 et 2006 – Réconciliés avec les résultats comptables.

Sources : balance générale CORAF de mars, retraitée par KPMG.



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Annexe 2 (A.2.) Analyse des traitements et des ventes de 2003 à 2006

§1. Analyse résumée des traitements et de la marche de la CORAF entre 2003 et 2006

En 2003 - 574.67 KT traitées La marche des unités a été perturbée par un incendie de la colonne sous vide (en février) qui a conduit à un arrêt de l’hydrocraqueur et de la distillation sous vide durant 4 mois, ce qui a eu pour effet d’amoindrir le rendement de la raffinerie, notamment sa conversion. Par ailleurs, les enlèvements ont été perturbés par les disfonctionnements du CFCO (le train Pointe-Noire => Brazzaville). Enfin, il y a eu des fuites des fonds de bacs de fuel oil.

En 2004 - 529.7 KT traitées, soit une baisse d’activité de près de 8% L’Etat cessé d’approvisionner la CORAF à compter de mars 2004, laquelle est alimentée par ENI et Total E&P. La marche des unités a été perturbée par un incendie du four d’hydrocraquage. Par ailleurs, les enlèvements ont été de nouveau perturbés par les disfonctionnements du CFCO.

En 2005 - 552.2 KT traitées, soit une hausse de près de 5%. Les incidents survenus sont le percement du pipe d’alimentation en brut, et l’incendie des unités Hydrocraqueur et Distillation sous vide (DSV) en octobre, qui a eu pour conséquence d’arrêter les 2 unités jusqu’en mars 2006.

En 2006 - 654.1 KT traitées, soit une hausse de 18%. La production de produits blancs est tombée à un niveau très faible (environ 45%), notamment en raison, d’une part d’arrêts nombreux de la distillation atmosphérique et de l’hydrocraqueur, et d’autre part le redémarrage tardif de l’hydrocraqueur et de la DSV après l’incendie de mars. Des incidents de fonctionnement sont également intervenus : groupe diesel en avril, bacs de brut percés en fin d’année. En synthèse 2006, Une plus forte production de FO 630, dont les ventes ont naturellement progressé : + 40% (de 257 à

359 KT), Une baisse absolue des ventes locales : - 6% (de 259 à 244 KT).



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§2. Analyse des ventes totales de la CORAF

Ventes CORAF en KT

0.00100.00200.00300.00400.00500.00600.00700.00

2003 2004 2005 2006

ventes locales TM ventes export TM s/total

De 2005 à 2006 : Une forte hausse des ventes export de FO 630 : + 40% (259 à 244 KT), Une baisse absolue des ventes locales : - 6% (257 à 359 KT).



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§3. Analyse des ventes export de la CORAF Les ventes export sont constituées de Fuel 630 (lourd), et sont régies par un contrat avec L’Acheteur du fuel à compter du 2 septembre 2003; les prix sont établis à partir des cotations Platt’s du fuel 3500 plus ou moins ajustements au titre des qualités du brut (viscosité, soufre) et des conditions de transport (voir annexe XXX). Ventes export en KTm 299.47 281.42 257.20 358.68Prix de ventes FO 630

2003 2004 2005 2006Fuel 630 Coraf (KCFA/tm) 87.4 78.0 120.8 143.9 Forex $/CFA 578.03 528.11 527.78 522.94 Fuel 630 Coraf ($/mt) 151.2 147.7 228.9 275.1 Fuel 3500 NWE ($/mt)1% 162.5 162.9 255.0 296.8 Différentiel brut ($/tm) 1% 11.3 - 15.2 - 26.1 - 21.7 - Différentiel fret CFA (bn) 4.5 5.9 5.7 8.2 Différentiel "fret" en $/tm 26.2 - 39.6 - 42.3 - 43.9 - Diférentiel total 37.5 - 54.8 - 68.4 - 65.5 - (sources: "bilans"CORAF et statistiques NWE) Les quantités de Fuel 630 vendues :

Diminuent de 2003 à 2005 : - 6% en 2004 et - 9% en 2005 Augmentent en 2006 de 39 % en 2006, ce qui est le résultat d’une hausse des traitements de 18%, et

d’un moindre rendement en produits blancs, donc une moins bonne valorisation.

FO 630 prix de vente et différentiel brut

-11.3 -15.2 -26.1 -21.7

-40.0

10.0

60.0

110.0

160.0

210.0

260.0

20032004

20052006

Fuel 630 Coraf ($/mt) Différentiel brut ($/tm) 1%

Les prix de vente (en US$/tm):

Ils baissent de 2 % entre 2003 et 2004 , alors que les prix internationaux de référence (fuel 3500 1% NWE, conformément au contrat L’Acheteur du fuel) s’accroissent en moyenne de 2% ; l’intervention du nouveau contrat est peut-être liée à cette évolution du prix.



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Augmentent, en US$/tm en 2005 (+55 %) et 2006 (+ 20%) avec l’envolée des cours internationaux. Analyse des différentiels sur les ventes de FO 630 :

Un premier différentiel « brut » a été calculé à partir des prix de vente commerciaux qui comportent une prime pour BTS « basse teneur en soufre » ainsi qu’une décote au titre de la viscosité ; le résultat des deux effets est un différentiel qui, en moyenne, diminue tendanciellement de 2003 à 2006 : -11 $ en 2003, - 22 $ en 2006.

Un deuxième différentiel « de fret » qui pénalise la CORAF au titre des quantités effectivement expédiées en comparaison des quantités normatives expédiées sur un cargo standard, « LR1 ». Il s’établit au-delà de 40$/tm à compter de 2004 (contrat L’Acheteur du fuel en application).

-11.3

-26.2

-15.2

-39.6

-26.1

-42.3

-21.7

-43.9

-70.0

-60.0

-50.0

-40.0

-30.0

-20.0

-10.0

-

2003 2004 2005 2006

Différentiels (FO630 CORAF / FO 3500 1% NWE) : brut et "fret" (US$/tm)

Différentiel brut ($/tm) 1% Différentiel "fret" en $/tm

Le différentiel cumulé baisse de 2003 à 2005, et se stabilise en 2006.



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§4. Analyse des ventes locales de la CORAF Les ventes locales sont constituées de butane, super, jet, gaz-oil et fuel 1500 ; elles sont réparties entre

Des ventes nationales soumises aux PED - ou prix d’entrée distribution – qui sont des prix administrés, et dont les prix définitifs sont très en-deçà des plafonds.

Des ventes « internationales », en jet et de gaz-oil, à des clients bénéficiant de tarifs internationaux et exemptés de TVA.

Libellés 2003 (*) 2004 (*) 2005 (*) 2006 (a)

Ventes (**) 66.7 65.8 84.1 113.2 ventes locales CFA 40.5 43.8 53.1 61.6 ventes locales KTM 215.3 236.3 259.4 244.3 ventes locales PU 188.0 185.4 204.6 252.1

(*) Source: Rapports annuels du commissaire aux comptes

(*) Source: Liasses "Bilan" 2003 à 2005

(a) Proforma à partir de la balance à fin mars 2007 Ces ventes évoluent comme suit

2004/2003 2005/2004 2006/2005

2004/2003 2005/2004 2006/2005CFA 1.08 1.21 1.16 K tm 1.10 1.10 0.94 PU 0.99 1.10 1.23

De 2003 à 2004, le chiffre d’affaires local s’accroît globalement grâce à une hausse moyenne du

prix unitaire de 10%, et une légère baisse de 1% des prix moyens. De 2004 à 2005, le chiffre d’affaire local augmente globalement sous l’effet cumulé d’une hausse

des quantités de 10% et des tarifs moyens – prix d’entrée distribution / prix sortie raffinerie / prix ventes internationales - de 10% .

De 2005 à 2006, le chiffre d’affaires augmente de nouveau, en dépit d’une chute des quantités vendues de 6% et d’un réajustement significatif des tarifs moyens de 23%.



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Les marges de ventes sur le marché local se dégradent chaque année, de façon cumulative, puisque les prix de ventes moyens (moyenne pondérée tous produits confondus) augmentent de façon très inférieure aux prix fiscaux du Djeno :

De 2003 à 2004, le prix moyen du Djeno augmente de 29% et les prix locaux (moyens) baissent de 1%,

De 2004 à 2005, le prix Djeno augmente de 39% et celui des ventes locales de 10%, De 2005 à 2006, le prix Djeno augmente de 29% et celui des ventes locales de 23%.

-1%

29%

10%

39%

23%

29%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

2004/2003 2005/2004 2006/2005

Evolution annuelle (en %) du prix Djeno et des prix locaux ex-CORAF

Prix Unitaire Moyen local Prix moyen annuel Djeno Pour une base 100 en 2003, les prix comparés évoluent de la manière suivante, avec incidence sur la marge :

Prix Djeno, Prix Locaux en base 100 en 2003

100 99 109

134

100

129

178

230

-10

40

90

140

190

240

2003 2004 2005 2006

Prix local base 100-> 2003 Prix Djeno base 100->2003 Marge brute en 10*M CFA

- les prix du Djeno atteignent un indice 230 en 2006,



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- les prix moyens intérieurs – reprise raffinerie – atteignent seulement 134 en 2006 L’écart moyen de marge atteint donc quasiment 100 en 2006 pour une base 100 en 2003.



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Annexe 3 (A.3.)

Réconciliation du résultat 2006 Méthodologie et avertissement Les analyses relatives aux années 2003 à 2005 ont été conduites à partir des états financiers annexés aux rapports du commissaire aux comptes. Ces données comptables et financières sont sujettes à caution au titre de : - réserves éventuelles formulées dans le rapport du commissaire aux comptes, - révision effectuée par un cabinet local, - absence de contrôle de gestion et de comptabilité analytique à la CORAF permettant de vérifier et fiabiliser les comptes officiels Les analyses relatives à l’année 2006 ont été conduites à partir de données (balance générale) qui appellent les remarques suivantes : - les comptes utilisés par la Direction, et mis initialement à disposition du consultant, sont des prévisions de clôture (PC), tirées du document « prévisions de clôture 2006 et budget initial 2007 » ; notre revue a mis en évidence des lacunes significatives sur ces comptes, qui ont été produits par l’ancienne direction ; - la balance générale a été actualisée à l’occasion de notre revue, sans pour autant avoir fait l’objet d’une clôture en bonne et due forme, et d’une révision par le commissaire aux comptes local. Le consultant n’ayant pas pour mission d’effectuer un audit des comptes, s’est limité à faire des contrôles de cohérence sur la balance - et les éventuels retraitements nécessaires le cas échéant - sur les données utilisées - balance générale et PC.

Constats et recommandations L’analyse de la marge matière présentée dans les chiffres « PC » fait apparaître une incohérence dans le coût d’achat des bruts.



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=> ceci conduit à une première recommandation forte pour la Direction, de mettre en place un reporting mensuel de la marge matière, qui est à intégrer dans le tableau de bord de la Direction. L’analyse de la marge matière peut être faite mensuellement, en J+7 par exemple.

Le tableau ci-dessus montre que les résultats 2006 en PC ont été largement surestimés, en raison de : - probable erreur de taux de change utilisé dans la valorisation des achats, ayant conduit à sous-estimer les coûts de 15.8 milliards de FCFA, - surestimation des stocks de 5.4 milliards de FCFA. Le résultat « officiel » 2006 était surestimé d’environ 21 milliards FCFA à mi-mars 2007.



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Annexe 4 (A.4.) Résultats détaillés de la comparaison des coûts de raffinerie

Les données « Solomon » sont disponibles pour l’année 2004, s’agissant d’enquête bisannuelles ; celles de 2006 n’est pas encore disponibles. Pour les besoins de la présente étude, les données 2004 sont suffisantes, sauf en ce qui concerne les «pertes et combustibles» (fuels) dont le coût a fortement augmenté entre 2004 et 2006 avec la hausse des prix du pétrole et des produits pétroliers, rendant les comparaisons impossibles sur ce poste de coût. La seule comparaison pertinente est donc de présenter des données coûts de raffinage « hors fuels » : voir la ligne « grand total non fioul » :

Les raffineries moyennes ont des coûts de 218 cts$/Bbl, CORAF a des coûts stables à environ 800 cts$/Bbl, et qui tomberaient à environ 500

cts/Bbls si la raffinerie tournait à pleine capacité.



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Annexe 5 (A.5.) Assurance

Les primes d’assurance de la CORAF s’élèvent à environ 1 milliard CFA en 2006 – soit 1.9 million US$, chiffre en augmentation de 0.3 milliard CFA par rapport à 2005 – avec une franchise de 1 MUS$. Les compagnies Marsh (courtier) AXA-ré, SCOR-ré, ont émis un rapport de préconisation en en octobre 2006, qui attribue une note d’évaluation des risques inférieure la moyenne des autres raffineries. Ce rapport fait suite à des visites régulières de SCOR en 2003, 2004 et 2005. On peut estimer que le niveau élevé des primes payées par la CORAF est en rapport du niveau de risque constaté à l’usine. A titre de comparaison, le consultant a retenu l’exemple d’une raffinerie d’ancienneté équivalente (début des années 1980), de capacité supérieure (4 MT), de valeur des unités supérieure à celle de CORAF, mieux entretenue, dont la prime annuelle - basée sur « net proceeds + gross book value » - est d’environ 0.8 MUS avec une franchise de 20 MUS$. En première approximation, on peut raisonnablement estimer que la prime d’assurance de la CORAF devrait sensiblement diminuer, au regard des pratiques comparables, dès lors que l’usine aura diminué ses facteurs de risque et sera en état de négocier de meilleures conditions d’assurance.

Documents

Audit Operationnel1