Pour attirer de nouveaux investissements dans les hydrocarbures, le Gabon adopte un nouveau code plus en phase avec leurs attentes. Les premiers résultats ne se sont pas fait attendre. Le 2 août dernier, le pays signe deux contrats d'exploration de blocs au sud du pays, « Yéti » et « Meboun ». Une première depuis cinq ans et un nouveau souffle pour un secteur en panne où le niveau de la production a baissé de 240 000 à 194 000 barils par jour sur la période 2008-2018.
L'élan se poursuivra en septembre avec l'annonce par Vaalcod'un vaste programme d'exploration. La société américaine basée à Houston devrait entamer un programme de forage en 2019-2020 sur son permis Etam Offshore. Au cours de la même période, BW Energy, filiale de la société norvégienne BW Offshore annonçait une imminente prise de décision finale d'investissement (FID) dans le cadre de sa licence Dussafu,située dans le champ Tortue au large des côtes gabonaises.
Cette série de bonnes nouvelles intervient moins d'un an après le road show gabonais à Cap Town en marge d'Africa Oil Week 2018. Le pays y a mis aux enchères 35 blocs pétroliers et gaziers jusqu'en juin 2020. Le Gabon a voulu accélérer la cadence à travers la promulgation du nouveau code des hydrocarbures signé le 16 juillet 2019, en remplacement de celui de 2014, jugé trop contraignant. La nouvelle législation baisse d'un cran les taxes et participations de l'Etat dans le secteur du pétrole et du gaz.
« La démarche du gouvernement gabonais est compréhensible. Si vous avez un code des hydrocarbures qui ressemble à tout ce qui se fait sur le Continent, mais qui n'attire aucun investisseur, je peux comprendre que l'Etat décide de le modifier, de l'améliorer », explique l'économiste gabonais Mays Mouissi.
Un code pour les investisseurs
La Loi n°002 du 16 juillet 2019 portant réglementation du secteur des hydrocarbures au Gabon offre des facilités aux investisseurs. Le nouveau texte baisse la part de l'Etat dans les contrats d'exploitation et de partage de production (CEPP), ainsi que sa participation. Désormais pour les CEPP, le taux minimal représentant la part de l'Etat est fixé à 45 % au plus pour la zone conventionnelle et 40 % en offshore dans l'exploitation pétrolière, contre 55 % et 50 % dans le code de 2014.
Pour les hydrocarbures gazeux, ce taux est porté à 25 % pour la zone conventionnelle et à 20 % pour les zones offshores profondes. Dans les mêmes contrats CEPP, le partage de la production stipule que la participation de l'Etat ne peut plus dépasser 10 % dans les opérations, contre 20 % en 2014. Cependant l'Etat peut transférer la gestion de ses participations à l'opérateur national, la Gabon Oil Compagny (GOC).
« L'opérateur national a le droit d'acquérir une participation qui ne peut excéder 15 % dans tout contrat de partage de production à compter de sa date de signature », ajoute le nouveau code dans son article 219, faisant que la part réservée à la société nationale des hydrocarbures GOC reste inchangée par rapport à l'ancien code. La nouvelle loi se distingue également par une réduction de la part de l'Etat dans le capital social.
L'une des mesures phares du nouveau code reste la baisse des taxes et des coûts pour les investisseurs. Il supprime l'impôt sur les sociétés fixé à 35 % du profit oil dans l'ancien code et baisse la redevance minière proportionnelle (RMP), qui est la rétribution de l'opérateur à l'Etat pour le droit d'exploitation du sol. La RMP est désormais fixée entre 7 % et 15 % pour les hydrocarbures liquides produits en zone conventionnelle, et entre 5 % et 12 % pour l'offshore, alors que pour le gaz, ces taux sont compris entre 5 % et 10 % en zone conventionnelle et entre 2 % et 8 % en offshore.
La nouvelle réglementation améliore également la récupération des coûts pétroliers pour les entreprises. Pour les hydrocarbures liquides, comme le pétrole, les taux sont fixés à 70 % en zone conventionnelle et à 75 % en offshore. Dans le secteur gazeux, la récupération des coûts est de 80 % pour la zone conventionnelle et de 90 % en offshore.
Le nouveau code des hydrocarbures offre également la possibilité d'établir des conventions d'exploitation sur des gisements marginaux ou matures. Dans son article 72, « la convention d'exploitation est conclue prioritairement avec l'opérateur national et les entreprises autochtones. Toutefois, le contractant ayant réalisé une découverte marginale bénéficie du droit de préférence pour la conclusion d'une convention d'exploitation afférente à ladite découverte ».
Un code consensuel
Un code à coups de ristournes qui fait grincer les dents alors que dans d'autres pays - Nigeria, RDC, Sénégal, Mali, Niger, Zambie, Tanzanie - les législations régissant les industries extractives ont été plus corsées au cours de ces dernières années.
« Tous les pays africains ne sont pas logés à la même enseigne en matière de pétrole. Les réserves nigérianes, angolaises ou algériennes ne sont pas comparables à celles du Gabon, faisant que les pays n'ont pas les mêmes capacités de négociation [...] Le Gabon n'est pas non plus comparable au Niger, un pays enclavé qui a du pétrole onshore dont l'extraction est moins compliquée et donc plus attractive », analyse Mays Mouissi.
Par ce nouveau code, le Gabon espère relever d'un tiers le niveau de sa production actuelle pour atteindre 300 000 barils par jour d'ici 2021, indiquait début août à la presse, le ministre des Hydrocarbures, Noël Mboumba. Les réserves pétrolières du pays sont passées de 2,6 milliards de barils en 2008 à 2 milliards en 2018, selon les chiffres le BP statistical report. Le pays qui a subi de plein fouet la crise pétrolière de 2014-2015 espère ainsi rebooster le secteur des hydrocarbures qui représente aujourd'hui près de 45 % des recettes de l'Etat.
