L’Etat gabonais récolte 7 nouveaux contrats dans l’exploration et l’exploitation pétro-gazières. L’adoption d’un nouveau code des hydrocarbures en juillet 2019 a été suivie de la signature de neuf contrats sur la période juillet-octobre dont les 7 ont été signés ce 28 octobre. L’accord entre l’Etat gabonais et les compagnies pétrolières porte sur l’exploration, l’exploitation et le partage de production (CEPP) du pétrole et du gaz. Les entreprises partenaires à savoir les sociétés Assala Upstream Gabon, Assala Gabon SA, Perenco Oil & Gas Gabon et Sinopec Overseas & Gas Limited, sont déjà implantées localement.
L’Etat a en effet renouvelé à Assala Energy quatre de ses permis de production onshore (Toucan II, Rabi Kounga II, Bende M’Bassou Totou II et Atora) pour une durée de 25 ans. La compagnie a également bénéficié de trois nouveaux permis d’exploration onshore (Mutamba-Iroru II, Nziembou II et Ozigo II) dans la sphère des champs de production et les infrastructures existants d’Assala. Les gisements sont situés dans la province de l’Ogooué-Maritime, à l’ouest de la zone pétrolière onshore, étendue sur une superficie d’environ 2830 km².
La signature des 9 contrats sur un trimestre après 5 ans d’inertie – marquée par le désengagement de quelques majors pétrolières (Total, Shell,) – témoigne de l’attractivité du nouveau code des hydrocarbures. Le document conforme aux recommandations du FMI vise à rehausser le niveau de production en baisse du pays d’Afrique Centrale a expliqué Noël Mboumba, ministre du Pétrole, en marge de la cérémonie de signature du contrat le 28 octobre. Pour le directeur général d’Assala Energy Gabon, Jean-Yves Grall, le nouveau code des hydrocarbures offre de réelles opportunités en termes de fiscalité, en vue d’attirer les investissements et « c’est dans cette logique qu’Assala Gabon s’inscrit ».
Un code incitatif
La Loi n°002 du 16 juillet 2019 portant réglementation du secteur des hydrocarbures au Gabon offre des facilités aux investisseurs. Le 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 à 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). La nouvelle loi se distingue également par une réduction de la part de l’Etat dans le capital social. Le code supprime l’impôt sur les sociétés fixé à 35 % du profit oil dans l’ancien code et baisse la redevance minière proportionnelle (RMP). Cette dernière 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.
Aussi la nouvelle loi améliore 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.
