« La renégociation des contrats pétroliers », un sujet qui n’est pas à écarter selon les nouvelles autorités qui, même en tant qu'opposition ont toujours décrié ces contrats qui ne profiteraient pas au Sénégal. A quoi peut s’attendre le citoyen Sénégal sur la production tant attendue ? Quels sont les mécanismes, de l’exploitation à la production du pétrole.
Considérant les contrats de partage de productions, au niveau de l’article 13 et 25, il y a des moyens de redevabilité évoqués. L’administration a une possibilité de recevoir des rapports hebdomadaires et annuels compte non tenu des audits qui sont possibles pour les contrats et différents coûts. Cependant, il faut se demander si nous avons une administration consciente pour renforcer le service de pétrologie en moyens humains et matériel pour les envoyer dans les entreprises et de les contrôler.
Les coûts pétroliers sont considérés comme des dépenses d’investissement en phases de recherches, de développement et d’exploitation. En réalité, avec les travaux de recherche et de prospection, ce sont souvent des géologues qui viennent établir une cartographie du sous-sol avec des géophysiciens pour interpréter les données sur place pour voir s’il y a des traces de pétrole. Dès lors, toutes les dépenses qui sont engagées dans cette phase de recherche entrent dans le cadre de l’accumulation des coûts pétroliers seront confrontés à un remboursement suivi de partage de produit pétrolier appelé aussi, Profit Oil.
C’est dans cette perspective d'analyse qu'est initié cet « atelier de renforcement de capacités sur le journalisme d’investigation dans le secteur extractif ». Pour le Forum Civil qui est l’initiateur, « l’objectif du projet Usaid/TRACES est d’accroître la transparence et les mécanismes de responsabilisation dans les secteurs minier, pétrolier et gazier pour une meilleure gestion des revenus, et promouvoir une plus grande transparence grâce à des mécanismes de surveillance et une gestion des revenus plus efficace ». Une session d’échange interactive à laquelle Moussa Oumar, expert en contrat pétrolier a rappelé les thématiques relatives au secteur extractif pour un travail d’investigation de qualité de la part du journaliste.
En réalité, concernant les coûts pétroliers, ce qui est à retenir, c’est « le remboursement ». En effet, avant de se partager le profit, il est obligatoire de rembourser les coûts dans un premier temps. Les modalités de partages sont bien définies dans le code pétrolier. Le principe : « Se partager les coûts avant le profit ». Concernant la compagnie qui doit exploiter, il est nécessaire de tenir une comptabilité séparée des opérations pétrolières ». En effet, cette option est soulignée dans le code pétrolier pour permettre à l’Etat d’avoir une idée sur les dépenses qui ont été effectuées. « L’Etat a le droit à l’information sur ces dépenses » a indiqué Moussa Oumar. Le remboursement des coûts de production ne se fera pas en un seul temps mais à travers un échelonnement qu’il va s’opérer. Par rapport à la production, nous explique l’expert en contrat pétrolier, « des barèmes seront fixés pour entamer ce remboursement qui, pour rappel, se fera bien avant le partage du « Profit Oil » entre l’Etat et le contractant ». En outre, il y a bien une limite à ne pas dépasser : 70% (selon le code pétrolier) ! En d’autres termes, c’est juste les 30% restants qui seront, finalement partagés, comme l’indique l’article 34 du code pétrolier.
L’Etat du Sénégal peut détenir 15 à 45% sur le profit oil
En effet, il varie dans le temps et selon les prix des barils. Concernant les modalités de partage de production, les critères de nos jours ne seront plus en vigueur avec la fiscalité qui devient plus ou moins stricte. C’est un partage qui se fait en fonction du niveau de production journalière. Toutefois, il est préférable de quitter ces critères journalières et chercher d’autres options car, il peut arriver que les prix du baril soient en baisse mais aussi aux risques liés à l’évaluation des réserves. En effet, il y a par exemple dans des pays ou les chiffres avancés pour certains gisements ne reflètent pas in fine la réalité, il y a donc des difficultés liées au partage de production. Il faut dépasser cette idée de partage de production et aller vers d’autres critères tels que ce qu’on appelle dans le code de 2019, « Le Facteur R ». Ce dernier est calculé en fonction des revenus cumulés sur les investissements globaux. A ce niveau de partage de production, on ne se base pas sur la production journalière mais également, l’intérêt pour l’Etat, c’est d’avoir un pourcentage qui ne sera pas inférieur à 40%. « Lorsqu’il s’agit d’un partage journalier, la part de l’Etat est évaluée à partir de 15%, mais avec le « Facteur R », sa part est stabilisée à 40%. Il faut cependant rappeler que ce critère n’est pas encore en vigueur. C’est toujours l’ancienne législation qui s’applique » dira Moussa Oumar.
Dans le cadre de la production de pétrole, il y a eu un débat qui a, pendant des années, pollué l’espace. Sur les 30% qui constituent le profit (après avoir dégagé le coût évalué à 70%), l’Etat a pris sa part qui varie entre 15 à 45 %, le reste est alloué au contractant qui est composé notamment de plusieurs entités. Ce qu’il faut faire, c’est d’abord de faire la répartition entre les contractants (notamment avec Petrosen). Après le partage, c’est de dire ensuite à chaque entité qu’il y’a, en réalité, des obligations fiscales. Il faudra s’acquitter de ses obligations fiscales (impôts). « C’est une charge qui s’impose à l’entreprise » ajoutera l’expert en contrat pétrolier. La question de la redevance également, n’est pas à occulter. C’est un prélèvement pécuniaire, une contrepartie non obligatoire mais proportionnelle à un service rendu. En plus de l’impôt, les sociétés pétrolières doivent de la redevance à l’Etat car bénéficiant de permis d’exploitation. Ces redevances varient entre 7 et 8% selon la nature du gisement, explique Oumar Moussa considérant que son imposition se fait sur le revenu brut.
Quid des 10% attribués à Petrosen ?
C’est un débat qui a fait rage pendant plusieurs années mais les 10% détenus par Petrosen ne représentent qu’une attribution gratuite d’actions. Cela veut simplement dire que « si la compagnie est venue explorer, il y aura une entité de l’Etat qui participe dans le transfert de technologie et de contrôle. Mais puisque l’Etat ne dépense pas de l’argent, la société Petrosen dispose dès lors de 10% gratuitement avant même l’exploitation par la société qui vient faire des recherches. Mais cette part peut augmenter avec d’autres actions qu’elle (Petrosen) peut aussi se procurer. En résumé, en phase de recherche, Petrosen dispose avant tout de 10% et après la découverte de pétrole, un autre pourcentage de 10% peut être ajouté dans ses parts.
En conséquence, il est à retenir, selon Moussa Oumar, « que l’Etat du Sénégal n’a pas 10%. C’est ce qui est gratifié à Petrosen. En réalité, l’Etat du Sénégal a une part qui varie entre 15 et 40%. Mais si des contrats dans les futurs sont signés par rapport au nouveau code de 2019, la part de l’Etat partira de 40 à 60% » a-t-il conclu à ce propos.
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