« La renégociation des contrats pétroliers », un sujet qui ne doit pas être écarté selon les nouvelles autorités qui, même dans l’opposition, ont toujours décrié ces contrats qui ne profiteraient pas au Sénégal. Que peut attendre le citoyen sénégalais de la production tant attendue ? Quels en sont les mécanismes, de l’exploitation à la production pétrolière.
Concernant les contrats de partage de production, au niveau des articles 13 et 25, des moyens de responsabilisation sont évoqués. L’administration a la possibilité de recevoir des rapports hebdomadaires et annuels sans tenir compte des audits possibles pour les contrats et les différents coûts. Cependant, nous devons nous demander si nous avons une administration consciente pour renforcer le service de pétrologie avec des ressources humaines et matérielles pour les envoyer aux entreprises et les contrôler.
Les coûts pétroliers sont considérés comme des dépenses d’investissement dans les phases de recherche, de développement et d’exploitation. En réalité, avec les travaux de recherche et de prospection, ce sont souvent des géologues qui viennent cartographier le sous-sol avec des géophysiciens pour interpréter les données sur place pour voir s’il y a des traces de pétrole. Par conséquent, toutes les dépenses engagées dans cette phase de recherche s’inscrivent dans le cadre de l’accumulation des coûts pétroliers feront l’objet d’un remboursement suivi d’un partage de produit pétrolier également appelé Profit Oil.
C’est dans cette perspective analytique qu’a été initié cet « atelier de renforcement des capacités en matière de journalisme d’investigation dans le secteur extractif ». Pour le Forum Civil qui en est l’initiateur, « l’objectif du projet Usaid/TRACES est d’accroître la transparence et les mécanismes de responsabilisation dans les secteurs miniers, pétroliers et gaziers pour une meilleure gestion des revenus, et de promouvoir une plus grande transparence à travers des mécanismes de suivi et une gestion plus efficace des revenus. .» Une séance de débat interactive au cours de laquelle Moussa Oumar, expert en contrats pétroliers, a rappelé les thématiques liées au secteur extractif pour un travail d’investigation de qualité de la part du journaliste.
En réalité, concernant les coûts pétroliers, ce qu’il est important de retenir, c’est le « remboursement ». En effet, avant de partager les bénéfices, il est obligatoire de rembourser au préalable les frais. Les modalités de partage sont bien définies dans le code pétrolier. Le principe : « Partager les coûts avant le profit ». Concernant la société qui doit opérer, il est nécessaire de tenir une comptabilité séparée pour les opérations pétrolières.» En effet, cette option est mise en avant dans le code pétrolier pour permettre à l’Etat d’avoir une idée des dépenses qui ont été effectuées. « L’Etat a le droit d’être informé sur ces dépenses » a indiqué Moussa Oumar. Le remboursement des coûts de production ne se fera pas d’un seul coup mais de manière échelonnée. Par rapport à la production, nous explique l’expert des contrats pétroliers, « des barèmes seront fixés pour débuter ce remboursement qui, pour rappel, se fera bien avant le partage du « Profit Oil » entre l’Etat et l’entrepreneur ». De plus, il existe une limite à ne pas dépasser : 70% (selon le code pétrolier) ! Autrement dit, seuls les 30 % restants seront finalement partagés, comme l’indique l’article 34 du code pétrolier.
L’Etat du Sénégal peut détenir 15 à 45% du profit oil
En fait, cela varie dans le temps et en fonction du prix du baril. Concernant les modalités de partage de la production, les critères ne seront aujourd’hui plus en vigueur avec une fiscalité devenant plus ou moins stricte. C’est un partage qui se fait en fonction du niveau de production quotidienne. Il est cependant préférable de laisser ces critères quotidiens et de chercher d’autres options car il peut arriver que le prix du baril baisse mais aussi aux risques liés à l’évaluation des réserves. En effet, il existe par exemple des pays où les chiffres avancés pour certains gisements ne reflètent finalement pas la réalité, il y a donc des difficultés liées au partage de la production. Il faut dépasser cette idée de partage de la production et aller vers d’autres critères comme ce qu’on appelle dans le code 2019, « The R Factor ». Ce dernier est calculé sur la base des revenus cumulés sur l’ensemble des investissements. A ce niveau de partage de production, on ne se base pas sur une production journalière mais aussi, l’intérêt pour l’Etat c’est d’avoir un pourcentage qui ne sera pas inférieur à 40%. « Concernant le partage quotidien, la part de l’État est estimée à 15 %, mais avec le « Facteur R », sa part se stabilise à 40 %. Il convient toutefois de rappeler que ce critère n’est pas encore en vigueur. C’est toujours l’ancienne législation qui s’applique », a déclaré Moussa Oumar.
Dans le contexte de la production pétrolière, il existe un débat qui pollue l’espace depuis des années. Sur les 30% qui constituent le bénéfice (après avoir débloqué le coût estimé à 70%), l’Etat a pris sa part qui varie entre 15 à 45%, le reste est alloué à l’entrepreneur qui est composé de plusieurs entités. Ce qu’il faut faire, c’est d’abord faire la répartition entre les entrepreneurs (notamment avec Petrosen). Après partage, il s’agit alors d’indiquer à chaque entité qu’il existe, en réalité, des obligations fiscales. Vous devrez remplir vos obligations fiscales (taxes). “C’est une charge imposée à l’entreprise”, ajoute l’expert en contrats pétroliers. La question des redevances ne doit pas non plus être négligée. Il s’agit d’un prélèvement monétaire, contrepartie non obligatoire mais proportionnelle à un service rendu. En plus des impôts, les compagnies pétrolières doivent des redevances à l’État car elles bénéficient de permis d’exploitation. Ces redevances varient entre 7 et 8% selon la nature du gisement, explique Oumar Moussa, estimant que sa fiscalité repose sur les revenus bruts.
Qu’en est-il des 10 % alloués à Petrosen ?
C’est un débat qui fait rage depuis plusieurs années mais les 10% détenus par Petrosen ne représentent qu’une attribution gratuite d’actions. Cela signifie simplement que « si l’entreprise vient explorer, il y aura une entité étatique qui participera au transfert de technologie et au contrôle. Mais comme l’Etat ne dépense pas d’argent, la société Petrosen dispose donc de 10 % gratuitement avant même exploitation par la société qui vient faire de la recherche. Mais cette part peut augmenter avec d’autres actions qu’il (Petrosen) peut également obtenir. En résumé, dans la phase de recherche, Petrosen détient principalement 10 % et après la découverte du pétrole, 10 % supplémentaires peuvent être ajoutés à ses actions.
Par conséquent, il convient de rappeler, selon Moussa Oumar, « que l’État du Sénégal ne dispose pas de 10 %. C’est ce dont Petrosen est récompensé. En réalité, l’État du Sénégal détient une part qui varie entre 15 et 40 %. Mais si de futurs contrats sont signés en lien avec le nouveau code 2019, la part de l’Etat passera de 40 à 60% », a-t-il conclu à ce sujet.
