Gisement gazier mauritano-sénégalais: ce qu’il faut savoir à propos du partage

Sahara Media a pu accéder à certains détails particuliers relatifs aux accords signés par les gouvernements mauritanien et sénégalais avec les sociétés chargées de l’exploitation du champ gazier « la grande tortue » découvert à la frontière entre les deux pays.

Ces détails précisent que les deux pays se partagent équitablement la production globale commune mais les accords qui les lient aux sociétés d’exploitation diffèrent et ils sont difficilement comparables.

Chaque pays obtient 50% de la production globale commune du gisement mais les coûts de production sont prélevés sur le quota de chaque pays suivant l’accord signé avec la société chargée de l’exploitation.

L’enquête menée par Sahara Media a révélé que les deux pays ont établis les accords individuellement avec les exploitants dans des conditions différentes, d’où deux accords différents dans leurs natures.

Pour l’exemple le Sénégal avait signé un accord avec une société de prospection en 2012, avant l’arrivée de la société américaine Kosmos Energy qui avait acquis les droits initialement détenus par la première société, suivie ensuite par l’entrée en ligne de British Petrolium.

Quant à la Mauritanie, elle a signé directement avec Kosmos Energy avant que celle-ci ne cède des une partie de ses biens dans le gisement à la société britannique British Petrolium.

L’ensemble de ces dispositions ont fait que chaque pays a désormais un contrat modèle pour le partage de la production qui encadrerait tout accord à établir avec des sociétés exploitantes, et la nature des deux accords est différent.

Modèles différents

Selon les experts énergétiques la production des champs gaziers se divisent en deux parts, la première, dite « Cost Oil » destinée à couvrir les coûts, la seconde, « Profit Oil » relative aux revenus.

La société exploitante se partage cette dernière partie avec l’état, suivant l’accord établi entre eux.

Il existe différents modèles pour le partage de la production entre l’état et les sociétés exploitantes, dont un modèle lié « à la cadence de la production » qu’avait choisi la Mauritanie dans l’accord signé pour l’exploitation du champ pétrolier « Chinguitt » au début des années 2000.

Il existe un autre modèle, considéré par les experts comme « intelligent », lié lui à la rentabilité et la viabilité du projet.

Des sources officieuses ont révélé à Sahara Media que la partie sénégalaise a choisi le modèle à la cadence de la production, alors que la Mauritanie a choisi le second modèle lié à la viabilité du projet.

La partie mauritanienne, forte de son expérience antérieure avec les sociétés pétrolières internationales, lors de l’exploitation du puits pétrolier « Chinguitt » et les problèmes vécus, a choisi la seconde formule, prudent qu’elle était notamment en ce qui concerne les risques liés à l’investissement.

Prudence et risque

Les accords d’exploitation du gisement de la « grande tortue » offre aux sociétés nationales le droit de partager les risques liés à l’investissement dans des limites déterminées.

Pour l’exemple le Sénégal permet à sa société nationale, Pétrosen de contribuer à hauteur de 20% alors que la Mauritanie n’a autorisé, pour sa société nationale, SMHBM que 14% seulement.

La volonté de la partie mauritanienne de limiter les risques a réduit la participation de sa société nationale dans le champ gazier à près de 7%, alors que la participation de la société sénégalaise a atteint 10%.

Ces quotas, selon les experts, ne permettent pas de comparer les deux accords en l’absence de tous leurs articles, l’accord ne pouvant être réparti, quand bien même il existe d’autres critères à même de permettre la comparaison des deux accords.

Comparaison rapide

Parmi les points pouvant être l’objet de comparaison entre les deux accords, celui de la Mauritanie et celui du Sénégal, celui relatif aux coûts de production.

L’accord signé entre le gouvernement sénégalais et la société britannique BP permet à cette dernière de prélever 75% du revenu du Sénégal pour couvrir les coûts d’extraction.

Aussi ce sont les 25% restants, après les coûts d’extraction, qui constituent le bénéfice net du Sénégal, que celui-ci partagera avec les exploitants selon l’accord signé entre les deux parties.

L’accord signé entre le gouvernement mauritanien et la société britannique BP seuls 62% des revenus sont destiné à couvrir les coûts de production, les 38% restants, c’est-à-dire le bénéfice net de la Mauritanie sera réparti entre elle et les exploitants.

Le Sénégal ayant opté pour la formule basée sur la cadence de la production, verra ses revenus augmenter chaque fois que la production augmente, alors que la Mauritanie, qui a choisi la seconde formule, c’est-à-dire la viabilité du projet, verra ses revenus augmenter chaque fois qu’il en est de même pour la rentabilité du projet.

S’agissant des impôts, notre source précise qu’ils sont de 27% en Mauritanie et seulement de 25% au Sénégal.

D’autre part les accords signés avec la société BP stipulent que tous les acquis et autres avantages indirects comme par exemple les travailleurs, les matières premières et les services, doivent être partagés équitablement entre les deux pays.

La durée

Les experts estiment que dans un proche avenir les revenus de la Mauritanie seront plus importants que ceux du Sénégal, des prévisions quasi officielles ont évoqué pour Sahara Media un taux de 15% pour la Mauritanie et 12% pour le Sénégal.

Seulement la Mauritanie payera les coûts d’extraction pendant une période plus longue que le Sénégal, celui-ci gagnant en terme de temps, surtout si la cadence de production venait à augmenter.

Les coûts d’extraction sont payés suivant un pourcentage de la production, au taux du marché au moment de la transaction.

Aussi, la Mauritanie qui paye moins aura besoin de plus de temps pour éponger les coûts d’extraction.

source saharamedias.net