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PAROLE D'EXPERT

Rabah Reghis : «Total doit se désister des actifs d’Anadarko en Algérie»

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Rabah Reghis : «Total doit se désister des actifs d’Anadarko en Algérie»

«Guerre d’influence», «jeu des puissances», Rabah Reghis situe les enjeux de l’acquisition (irréversible ?) par Total des actifs de la major Anadarko en Afrique. En Algérie, la multinationale française lorgne sur un jackpot à 8,8 milliards de dollars en s’offrant les actifs détenus par le géant américain Andarko. Tout s’est fait par devers l’Etat algérien – royalement cocufié par ses partenaires américains et français – et par-delà tout «droit de préemption» tardivement invoqué. Pour M. Reghis, il s’agit bien d’un «affront»  que vient d’essuyer Sonatrach et à travers elle toute la nation algérienne de la part de son partenaire Anadarko qui s’est engraissé en Algérie et s’est montré ingrat à deux reprises. La première fois en « extorquant» 4 milliards de dollars dans un procès que cette multinationale lui a intenté pour la Taxe sur le profit exceptionnel (TPE) et refusé ainsi toute voie amiable». Dans un deuxième temps, son «comportement» contre toute éthique commerciale pour avoir négocié, voire «menti» à son partenaire en négociant en catimini la cession de ses actifs sans l’en informer au préalable.

– Peu de temps s’est écoulé entre l’annonce du rachat du géant Anadarko par l’autre géant (américain) Occidental Petroleum, et l’annonce de  la revente par ce dernier à Total  des actifs d’Anadarko en Afrique – situés notamment en Algérie, Ghana, Mozambique et Afrique du Sud. Pris de court (par la rapidité des transactions et les méthodes expéditives des multinationales), l’Etat a décidément du mal a faire respecter ses lois. Et après avoir annoncé l’intention de s’opposer à la transaction, le ministre de l’Energie, M. Arkoub, se dit partisan d’un «bon compromis». Pourquoi le gouvernement n’a pas percuté en invoquant son droit de préemption dès l’annonce du rachat d’Anadarko par Occidental Petroleum, et pourquoi avoir attendu l’entrée en lice du français Total pour le faire ?

Je dois d’abord vous préciser d’emblée que cette transaction ne date pas de l’entrée en lice du française Total, mais bien avant cela ; fin mars dernier, Chevron a annoncé et nous l’avons appris par l’agence Reuters, l’acquisition d’Anadarko Petroleum pour 33 milliards de dollars, ce qui devrait la propulser au deuxième rang des plus grandes compagnies pétrolières au monde et renforcer nettement ses activités dans le schiste aux Etats-Unis. Cette transaction, une des plus importantes dans le secteur pétrolier, se fera en actions et en numéraire. Elle reprendra la dette de l’entreprise.

Elle a pour objectif de renforcer Chevron dans le pétrole et gaz de schiste et le Gaz naturel liquéfié (GNL). A cette date déjà, on s’est étonné pourquoi il n’y a pas eu de réaction de la part de l’ancien ministre de l’Energie et des déclarations de l’ancien PDG de Sonatrach Abelmounène Ould Kaddour qui avait lui-même annoncé à la même agence une joint-venture avec le géant américain Chevron dans l’exploitation du gaz de schiste.

Personnellement, je n’avais pas de bons contacts avec cet ancien PDG, mais des cadres m’ont appris que depuis avril 2017, Sonatrach n’envoie aucun rapport à la hiérarchie et l’Etat commence à perdre le contrôle du mastodonte. La brouille entre Ould Kaddour et les institutions publiques en est la preuve irréfutable.

En termes simples, durant la période du management de l’ancien PDG, les Français et les Américains avaient un lobby à Sonatrach sur lequel ils pouvaient compter sans aller très loin. Entre-temps, Occidental s’est entendu avec Total pour lui céder les actifs africains d’Anadarko pour 8,8 milliards de dollars. Les négociations ont été menées en toute discrétion entre la présidente d’Occidental et le PDG de Total.

Il n’a fallu que quelques jours au PDG de Total et à un cercle restreint de conseillers pour mettre au point le projet de rachat des actifs africains de l’américain Anadarko, qui constituerait la plus grande acquisition du groupe français depuis près de 20 ans. Patrick Pouyanné a vu une aubaine et l’a saisie dans l’un des volets de la contre-offre de 38 milliards de dollars lancée fin avril par Occidental sur Anadarko pour coiffer au poteau son concurrent Chevron.

Donc, avec cette bouffée d’oxygène pour rembourser une partie de sa dette Occidental était bien parti pour remporter la mise puisque Chevron avait jeté l’éponge et ne relèverait pas son offre de 33 milliards sur Anadarko. Cette information, certainement très connue par un cercle restreint du management de Sonatrach, n’a pas attiré l’attention des pouvoir publics qui étaient préoccupés par la crise politique.

Il a fallu un post d’un expert sur les réseaux sociaux pour éveiller l’opinion publique. La réaction immédiate du nouveau ministre de l’Energie, M. Arkoub, ne s’est pas faite attendre. Il a parlé carrément de «blocage du français Total» en usant du droit de préemption. Mais il a appris à l’opinion publique par ailleurs que son département a saisi formellement son partenaire américain et qu’il attendait à ce jour une réponse.

Le ministre de l’Energie n’est pas seul dans son ministère, mais il y a toute une équipe dont la majorité sont des patriotes qui ne se laissent pas faire facilement. Donc, ce que «certains» ont appelé un «rétropédalage» du ministre n’est en fait qu’une réponse «politiquement correcte» au partenaire français qui est allé «pleurnicher» auprès de sa diplomatie comme il fait d’habitude.

Pourquoi ? Les propos du ministre de l’Energie ont été mal interprétés car «faire valoir son droit de préemption» ne visait pas spécialement l’entreprise française avec laquelle la Sonatrach et, partant, l’Algérie n’a rien à voir. L’expression utilisée par la presse, notamment française – «Bloquer Total» – est une lecture des conséquences de l’application du droit de préemption pour les actifs d’Anadarko «en Algérie».

Elle n’a en conséquence que faire du Mozambique et encore moins de l’Afrique du Sud. C’est le géant français qui a paniqué à ces déclarations officielles du ministre algérien de l’Energie et donc par la même occasion a fait de même pour la diplomatie de son pays.

Le PDG de Total est venu le jeudi 30 mai dernier en espérant voir directement le Premier ministre qui n’était pas en Algérie, il a été reçu au siège du ministère de l’Energie par le ministre du secteur lui-même en présence du nouveau PDG de Sonatrach.

Le Français les a trouvés, selon des indiscrétions, tout à fait à l’aise pour lui faire d’abord comprendre que cette affaire si elle touche Total par ricochet, concerne en premier lieu notre associé Anadarko qui est tenu de nous donner des explications qui lui ont été formellement demandées sans réponse à ce jour.

Ils ont passé en revue à l’occasion tous les accords (avec Total) qui restent intacts. Une chose est certaine : aucun accord sur la cession que le groupe français compte réaliser n’a été conclu contrairement à ce que laisse entendre la presse française. Cette même presse qui rapporte que Pouyanné est reparti «bredouille» car il était venu pour quelque chose qui ne relevait pas de ses prérogatives (…)

La partie algérienne attend toujours la réponse de son partenaire américain. Il faut préciser aussi que la partie algérienne a tous les avantages en sa faveur pour la récupération à 100% des actifs d’Anadarko pour la simple raison que l’ensemble des installations dans cette association sont exploitées par du personnel détaché par Sonatrach. L’entrée donc du groupe Total dans ce fameux projet du Mozambique, annoncé en grande pompe pour le 8 août prochain à Houston est considéré comme un non-événement (…)

– Le ministre de l’Energie a parlé de la recherche d’un «bon compromis»… A quoi devrait-il ressembler, d’après vous» ?

Ma définition du  «bon compromis», que beaucoup ne partageront pas, c’est que Total se désiste tout simplement des actifs d’Anadarko en Algérie. Une évaluation exacte des actifs physiques de la compagnie américaine en Algérie doit, à ce titre, être entreprise par les équipes de Sonatrach et sa tutelle.

Car les multinationales ont tendance à jongler avec leurs réserves. Elles les sous-estiment pour payer moins d’impôts et elles les gonflent pour augmenter le prix des actions. Le scandale Shell qui a vu la démission de son PDG Philip Watts et du directeur de l’exploration et de la production, Walter Van de Vijver, l’illustre bien.

Anadarko situe ses actifs autour de 500 millions de barils – sans doute pour tirer le maximum –, les équipes du ministère les estiment à beaucoup moins, voire de moitié, puisque des réserves originales, l’américain n’en pas produit plus de 50%. Par ailleurs, dans quatre ans, soit en 2022, l’ensemble des installations reviendront de fait à Sonatrach. Tout est donc une question de calcul de rentabilité lorsque les choses se préciseront avec la concernée.

– Sonatrach ayant perdu les arbitrages internationaux face aux multinationales, quelles seraient d’après vous les chances de l’Algérie de faire valoir son droit de préemption ?

Ecoutez, pour moi les choses ont beaucoup changé en Algérie depuis le 22 février dernier, l’arbitrage à l’époque se faisait avec la complicité en interne à la société, et aujourd’hui l’entreprise est dotée d’un encadrement intègre, et je le dis en connaissance de cause. Pour ce cas précis, il s’agit bien d’un affront que vient d’essuyer Sonatrach et à travers elle toute la nation algérienne de la part de son partenaire Anadarko qui s’est engraissé en Algérie et s’est montré ingrat à deux reprises.

La première fois en extorquant 4 milliards de dollars dans un procès que cette multinationale lui a intenté pour la Taxe sur le profit exceptionnel (TPE) et refusé ainsi toute voie amiable. La deuxième fois, son comportement contre toute éthique commerciale pour avoir négocié, voire «menti» à son partenaire en négociant en catimini la cession de ses actifs sans l’en informer au préalable, comme le stipulaient clairement les textes contractuels.

En effet, il n’y a ni formules contractuelles particulières comme le «right of the first offer» ni le «right of the first refusal», mais la cession des actifs au tiers pour un partenaire dans le cadre d’une association de partage de production conformément à la loi 86-14 modifiée et complétée est clairement «légiférée» et le droit de préemption y est bien spécifié et reste indiscutable.

Donc, le faire valoir ouvertement comme l’a fait le ministre de l’Energie n’est en aucun cas une «maladresse». D’ailleurs, le résultat est que le français Total s’est rendu compte que la crise que connaît actuellement l’Algérie n’empêche pas les responsables du système de gouvernance d’être vigilants pour contrer les cachotteries qui se trament dans son dos.

– Quelle doit être la parade face au «syndrome Djezzy»  qui a tendance à se démultiplier notamment dans des secteurs stratégiques (énergie) ?

Non, le secteur de l’énergie a toujours été bien protégé et pris en charge par le mouvement syndical et de nombreux cadres de l’entreprise, certes marginalisés mais qui ne se laissent pas faire. Ils sont patriotes et très conscients et sensibilisés pour ce que représente Sonatrach dans le rouage économique et social.

Les exemples ne manquent pas dont le plus célèbre est l’échec de la privatisation pure et simple en ouvrant le capital de Sonatrach et en la déverrouillant de ses «3I» – Inaliénable, incessible, insaisissable –, par la loi sur les hydrocarbures de 2005.

Le mouvement syndical a obligé le président démissionnaire Abdelaziz Bouteflika à revenir sur sa décision par ordonnance, pourtant c’était une consigne américaine ramenée dans les bagages de son ami. Je rassure pour ma part et de par mon expérience que le «syndrome Djezzy» favorisé par un clan au pouvoir ne tiendra pas dans le secteur de l’énergie.

– Par cette acquisition, la plus importante de Total après le rachat d’Elf, la multinationale française asseoit  son accès aux ressources hydrocarbures en Afrique, et devient leader – avec Shell – dans le segment du gaz naturel liquéfié. En Algérie, en plus de ses parts historiques, Total met la main sur les 25% d’Anadarko dans la production d’hydrocarbures (équivalent 260 000 barils).  Est-ce un retour à la configuration d’avant la «nationalisation»  avec une part prépondérante (concentration) pour l’exploitant français ?

D’abord et avant d’aller droit à la question, je me permets de rappeler la stratégie de cette société française et son retour en Afrique qu’elle a abandonnée à un moment donné dans des circonstances particulières sur lesquelles je pourrais revenir une autre fois. Avec l’acquisition des actifs d’Anadarko, écivait la journaliste Eléonore Hughes le 5 juin dernier, «Total confirme son ancrage sur le continent africain».

Car, en plus de sa présence historique dans les anciennes colonies françaises et dans des pays comme le Nigeria et l’Angola, le groupe français se lance désormais sur de nouveaux terrains de chasse comme l’Ouganda, l’Afrique du Sud ou le Mozambique. Les multinationales entendent bien continuer à exploiter de nouveaux gisements de pétrole et de gaz, et l’Afrique demeure une cible privilégiée pour leurs projets destructeurs, destinés à alimenter les marchés des pays riches.

Ses habitants n’ont malheureusement pas fini d’en faire les frais.  Par cette transaction en Algérie, Total cherche à assurer une influence politique par une diversification de son portefeuille d’activités. Nous rappelons pour la circonstance qu’en 2018, le groupe français a conclu un accord sur le développement du champ de Tin Foué Tabenkort (TFT) où il détient 49% avec une assurance d’une commercialisation conjointe du gaz produit à partir de 2021.

Total contrôle déjà 35% du condensat dans le même champ. Après une conciliation fortement lobbyiste, il vient d’occuper une place importante dans le pôle oranais dans la production des lubrifiants et la création toute récente d’une joint-venture avec Sonatrach dans le domaine de la pétrochimie, le steam cracking. Total est aussi présent dans le champ du gaz de Timimoune avec 38% des parts.

Il a acquis l’année dernière 12,25% des actifs de Maersk Oil dans la région d’Ourhoud qui viennent s’ajouter au GNL une année avant des parts d’ENGIE et cela certainement ne s’arrêtera pas là. La Chine, la Russie, l’Ukraine, l’Allemagne, l’Argentine concurrencent la France dans d’autres produits, notamment le blé, les hydrocarbures étant la seule ressource qui permet de payer ses importations ; la France, par le biais de Total vise évidemment à s’en accaparer pour mettre fin à son casse-tête économique d’aujourd’hui.

Par contre, ailleurs en Afrique, elle rafle le GNL pour son stockage dans le cadre de la transition énergétique 2040 initiée par l’ancien ministre de l’Ecologie Nicolas Hulot, échéance durant laquelle aucune voiture française ne roulera au diesel mais le tout-électrique à partir d’une transformation thermique du gaz que Total compte stocker. Tout cela montre incontestablement ce qu’est Total en Algérie et dans le monde.

N’est-ce pas son PDG  qui disait : «Notre nationalité existe. Nous sommes le seul major non anglo-saxon. La France est membre permanent du Conseil de sécurité des Nations unies. Et notre activité de gaz et de pétrole est vue par les pays producteurs comme un domaine de souveraineté. Total participe aux relations qu’entretient la France avec ces pays tout en bénéficiant de celles-ci».

Elle se comporte en France  comme un «gouvernement bis» (Alain Denealt) bien qu’elle soit dirigée par un actionnariat international pour lequel cette France n’est qu’un espace parmi tant d’autres. Cependant, si elle est généreuse dans les dividendes qu’elle distribue à ses actionnaires dans le monde lorsqu’il s’agit des contrats en Afrique, c’est à l’Elysée que cela se passe. La suite, les lecteurs la comprendront facilement. 

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Contrats pétroliers et gaziers : enfin la lumière sur les droits de l’État du Sénégal.

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Contrats pétroliers et gaziers: enfin la lumière sur les droits de l’État du Sénégal.

Eu égard à l’ampleur du débat public et des enjeux nationaux et internationaux afférents auxdits contrats : il y a lieu d’éclairer juridiquement l’État du Sénégal et l’opinion publique sur ses droits suivant sept points :

– La question de la renégociation des contrats pétroliers et gaziers (1) ;

– Le comportement à observer lors d’une demande éventuelle de renégociation des contrats pétroliers et gaziers (2) ;

– La résolution de la question supposée de l’« avantage excessif » relatif aux contrats pétroliers et gaziers (3) ;

– La question de la modification unilatérale des contrats pétroliers et gaziers par l’État du Sénégal (4) ;

– La résiliation des contrats pétroliers et gaziers (5) ;

– Le règlement des litiges (différends) contractuels en matière pétrolière et gazière (6) ;

– Le cas spécifique de M. Aliou Sall (7).

1. Sur la question de la renégocation des contrats pétroliers et gaziers :

En droit, le principe de la liberté de négocier un contrat demeure. Par conséquent, la question même de la renégociation des contrats pétroliers et gaziers ne poserait aucune difficulté d’ordre juridique, si l’État du Sénégal souhaiterait emprunter cette voie de droit. Dans cette hypothèse, la seule obligation qui pèserait à la fois sur l’État du Sénégal et sur son cocontractant, est l’obligation de loyauté et de bonne foi dans les renégociations contractuelles.

En droit, il est toujours possible d’adapter un contrat (que ce soit un contrat d’État, un contrat de commerce international, un contrat administratif, entre autres), de le modifier ou de le réviser, dès lors que la réalisation devient très onéreuse du fait d’un changement de circonstances, ou si le contrat est excessivement déséquilibré de telle sorte que cela altère fondamentalement l’équilibre des prestations.

Dans toutes ces hypothèses, la partie qui se prétend lésée a le droit de demander l’ouverture de nouvelles négociations. Étant entendu que, la demande de nouvelles négociations doit être faite sans délai et doit être motivée.

S’il n’y a pas de réponse dans un délai raisonnable : la partie qui s’estime lésée a la possibilité de saisir le juge. Ce dernier a le pouvoir de réviser le contrat pour rétablir l’équilibre des prestations. Le juge peut aussi mettre fin au contrat. Le juge peut enfin octroyer des dommages et intérêts pour réparer le préjudice subi par la partie lésée.

Au demeurant, contrairement à ce que soutient donc certains auteurs, juridiquement on n’a pas besoin ici qu’il y ait une clause spécifique dans les contrats pétroliers et gaziers pour ouvrir de nouvelles négociations contractuelles.

2. Sur le comportement à observer au cours d’une demande éventuelle de renégociation des contrats pétroliers et gaziers :

Dans cette hypothèse, il ne faut pas perdre de vue le fait qu’en droit sénégalais : le contrat est « un accord de volontés générateur d’obligations ». Par conséquent, la règle juridique importante à respecter ici est qu’au cours de la demande de renégociation du contrat, la partie qui s’estime lésée ne doit pas mettre fin immédiatement audit contrat, ni en suspendre l’exécution de son obligation contractuelle.

La renégociation doit donc se faire dans le respect de l’obligation de loyauté et de bonne foi. Et en cas de difficultés afférentes à ces renégociations contractuelles : c’est le juge qui doit trancher en rétablissant l’équilibre des prestations.

3. Sur la question supposée de l’avantage excessif des contrats pétroliers et gaziers :

Dans l’hypothèse où l’État du Sénégal estimerait qu’il y a eu un « avantage excessif » dans les contrats pétroliers et gaziers au profit de ses cocontractantes (les entreprises étrangères). Il doit démontrer qu’au moment de la conclusion des contrats pétroliers et gaziers, son cocontractant se serait vue accorder un avantage excessif, en profitant par exemple de la dépendance ou de l’inexpérience de l’État du Sénégal en matière pétrolière et gazière.

Si l’État du Sénégal en apporte la preuve : il pourra obtenir la réparation de ce préjudice par le biais de dommages et intérêts, et même un rééquilibrage des prestations contractuelles.

4. Sur la question de la modification unilatérale des contrats pétroliers et gaziers par l’État du Sénégal :

L’Etat du Sénégal doit être parfaitement conscient de ses droits. C’est-à-dire que juridiquement, l’État du Sénégal dispose de plein droit d’un pouvoir de modification unilatérale des contrats pétroliers et gaziers déjà conclus. À cet égard, la jurisprudence française plus proche de la tradition juridique sénégalaise en fournit une illustration parfaite, Voir par exemple, arrêt CE., 17 mars 1864, Paul Dupont.

En droit, l’Etat du Sénégal dispose aussi d’un pouvoir de sanction de son cocontractant en cas de défaillances contractuelles, Voir, arrêt CE., 31 mai 1907, Deplanque c/Ville de Nouzon.

Tout cela contribue à donner un « effet relatif aux Conventions » signées par l’Etat ou par l’administration. D’ailleurs, l’arrêt du Conseil d’État sénégalais du 8 août 2007, SONATEL c/ ARTP et Etat du Sénégal, faisait même référence à ce « principe d’effet relatif des Conventions ».

Dans l’hypothèse où L’Etat du Sénégal déciderait de modifier unilatéralement les contrats pétroliers et gaziers, il doit simplement vérifier s’il y a lieu d’appliquer ou non l’équation financière à son cocontractant.

5. Sur la question de la résiliation des contrats pétroliers et gaziers :

Que cela soit précisée ou non sur les contrats pétroliers et gaziers, l’État du Sénégal a le droit de résilier ces contrats pour un motif d’intérêt général, Voir par exemple, arrêt CE., 2 mai 1958, Distillerie de Magnac-Laval.

D’ailleurs, toute clause contractuelle qui priverait l’État du Sénégal de ce droit de résilier un contrat serait nulle et inopposable, Voir par exemple, arrêt CE., 6 mai 1985, Association Eurolat c/Crédit foncier de France.

L’État du Sénégal a même la possibilité d’évincer les entreprises cocontractantes, etc. De telle sorte que, lorsqu’un Etat conclut un contrat, il « ne se dépouille pas de ses attributs de puissance publique », Voir par exemple, Conclusions Jacomet sous l’arrêt CE., 1954, Soulier.

L’État du Sénégal dispose donc de prérogatives exorbitantes dont il peut faire application sur les contrats pétroliers et gaziers remis en cause (dans le but de préserver l’intérêt supérieur du peuple sénégalais dans le cas où il serait mis en péril).

6. Sur le règlement éventuel des litiges inhérents aux contrats pétroliers et gaziers :

Afin d’éviter des incertitudes sur la loi applicable et le juge compétent pour trancher les litiges relatifs aux contrats pétroliers et gaziers, il faut préciser dans ce type de contrats des clauses attributives de juridiction ou de choix de loi applicable.

En principe, le lieu d’exécution du contrat est aussi un critère pour déterminer la loi applicable au contrat…

Toutefois, en général les litiges relatifs à ces contrats pétroliers et gaziers sont confiés soit, à des organes arbitraux (arbitrage), soit à des médiateurs (médiation). La transaction et la conciliation, entre autres, constituent aussi autant d’outils juridiques utilisés pour régler ce genre de conflits inhérents aux contrats internationaux…

7. Sur la question spécifique de M. Aliou Sall :

Là, il faut examiner deux hypothèses :

– Hypothèse 1 : Si les faits qui sont reprochés à M. Aliou Sall à propos des contrats pétroliers et gaziers sont avérés : il s’exposera à des sanctions administratives et pénales (notamment, sous l’angle du délit de corruption, délit de favoritisme, etc.).

Dans ce cas, le droit pénal sanctionne sévèrement un tel agent public : qu’il soit dépositaire de l’autorité publique ou chargé d’une mission de service public, ou encore, investi d’un mandat électif.

De la même manière, les entreprises pétrolières et gazières cocontractantes et présumées bénéficiaires d’un « avantage injustifié », dans le cadre d’un présumé délit de favoritisme dans l’attribution desdits contrats, peuvent être poursuivies pénalement pour recel.

L’« avantage injustifié » peut résider dans l’obtention d’un Marché public, or, l’application normale de la législation ou de la réglementation n’aurait pas permis au bénéficiaire de l’obtenir.

Le délit de recel serait constitué dès lors que les entreprises cocontractantes auraient bénéficiées en connaissance de cause, de l’attribution d’un Marché public irrégulièrement passé.

Le délit de recel est également caractérisé à l’égard de celui qui bénéficie en connaissance de cause du produit provenant de l’attribution irrégulière d’un Marché public…

– Hypothèse 2 : Si les faits qui sont reprochés à M. Aliou Sall ne sont pas avérés : là, ce serait très grave et la situation inverse se produirait. C’est-à-dire que, les accusateurs s’exposeront à des sanctions pénales et leur responsabilité sera engagée dans le sens de la réparation des préjudices subis par l’éventuelle victime.

En conclusion, rien n’est encore perdu à propos des contrats pétroliers et gaziers.

L’État du Sénégal dispose encore de tous les outils juridiques nécessaires pour protéger et sauvegarder l’intérêt des citoyens sénégalais. Certes, il faut rester vigilant, mais, il ne faut pas être pessimiste ; en ce sens qu’en droit, la question du pétrole et du gaz n’a pas encore atteint un niveau irréversible sur le plan juridique. Donc, il est encore possible de tout refaire dans l’intérêt supérieur du peuple sénégalais et des générations futures…

Alioune GUEYE,

Professeur de Droit public,

Expert auprès du F.R.S. – FNRS (Belgique),

Membre du Comité scientifique à la Revue juridique et politique des États francophones (France),

Membre (évaluateur) au Comité scientifique de la Revue québécoise de Droit international (Canada),

Ancien Professeur/Chargé de cours en Droit public à l’Université de Montréal (Canada),

Ancien A.T.E.R en Droit public en France, Rang 1er

Contact : aliounegueye2000@gmail.com

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Sénégal : LOCAL CONTENT ou CONTENU LOCAL

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Sénégal : LOCAL CONTENT ou CONTENU LOCAL

Les découvertes de pétrole et de gaz au Sénégal ont amené l’État à se pencher sur la lancinante question du contenu local dans nos projets et programmes ; mieux vaut tard que jamais. Une initiative salutaire qui a abouti à l’adoption par l’Assemblée nationale d’une loi y relative après son évocation lors de la journée nationale de concertation sur la gestion des recettes du pétrole et du gaz, tenue au CICAD sous la présidence du Chef de l’Etat avec toutes les forces vives de la Nation.

De quoi s ‘agit-il ?

Comme tous les concepts, il existe plusieurs définitions du Local content qui relèvent essentiellement de l’angle selon lequel on l’appréhende (économique, juridique, social, etc.).
Pour l’Association des Pays Producteurs de Pétrole Africains (APPA), il s’agit de la portion de l’ensemble des dépenses engagées dans les opérations pour assurer la formation des ressources humaines locales et leur emploi à différents niveaux de la chaîne pétrolière et gazière, l’approvisionnement en biens et services à travers les entreprises locales sous-traitantes, la réalisation de projets sociaux (santé, éducation, approvisionnement en eau potable et en électricité, création des pistes rurales, etc.) et la création d’industries de valorisation des hydrocarbures.

Une vision plus simple le définit comme représentant toutes les activités qui se développent autour d’une industrie minière et ayant des retombées directes dans l’économie du pays qui les abritent.

Je dirai pour ma part, dans une approche holistique qu’un compendium de la définition du contenu local dans le domaine minier serait « la somme des retombées directes comme indirectes qui resteront de manière durable dans le pays, quand toutes les ressources auront tari et les opérations pris fin ».
Mais le concept ne s’adresse pas seulement aux entreprises minières. Il s’agit de toutes les mesures, devenues mêmes des exigences qui imposent aux entreprises d’utiliser des produits, des services ou des personnels locaux pour pouvoir exercer leur activité dans l’économie.

Plus qu’une Responsabilité Sociétale d’Entreprise (RSE) qui est plutôt volontariste, on parle maintenant d’Exigence de Contenu Local (ECL). Il en va des infrastructures (routes, ponts, structures sanitaires, structures éducatives, etc.), des industries et activités nées de l’écosystème créé, du capital humain constitué grâce au transfert de technologies et aux actions de capacitation y ayant découlé ; en somme la PRÉFÉRENCE NATIONALE.

Les ressources minières, aussi importantes qu’elles puissent être, sont appelées un jour ou l’autre à s’épuiser par tarissement dû à une déclivité élevée, conséquence directe d’une exploitation à outrance souvent guidée par l’appât du gain des grandes compagnies. Aussi les activités des multinationales, aussi importantes qu’elles puissent être, ont-elles une fin d’une manière ou d’une autre.
Les importantes mannes financières qu’elles génèrent toutes, constituent pour les économies des pays qui en disposent, à la fois une aubaine et une source de dépendance qui les fragilisent d’autant par affectation de leur résilience.  L’erreur à ne pas commettre est de faire reposer toute l’économie d’un pays sur ces ressources naturelles éphémères et de ne pas développer des capacités pérennes de développement économique résilientes.

Le Sénégal a fait voter par notre Assemblée nationale le 24 janvier 2019, la loi sur le contenu local. Celle-ci permet aux entreprises privées nationales de bénéficier de certains privilèges dans l’exploitation de nos ressources pétrolières et gazières. Il s’agit essentiellement de « promouvoir l’utilisation des biens et des services nationaux ainsi que le développement de la participation de la main-d’œuvre locale, de la technologie et du capital nationaux dans toute la chaîne de valeur de l’industrie pétrolière et gazière ».

Pour s’assurer de la bonne mise en œuvre des dispositions de cette loi, il a été institué la création d’un comité national de suivi du Contenu Local (CNSCL) « chargé de coordonner l’élaboration du document de stratégie du contenu local qui définit les modalités d’exécution des orientations de l’État en la matière ». Ce comité comportera dans sa composition des représentants des entreprises nationales (Art. 5). Il s’y ajoute que la loi oblige « les contractants, sous-traitants, prestataires de services et fournisseurs, impliqués directement ou indirectement dans les activités pétrolières et gazières, à établir un plan de contenu local qu’ils soumettent au CNSCL. Ce plan décrit les activités de l’entreprise ainsi que les biens, services et compétences nécessaires à leur réalisation ». Il est actualisé chaque année (Art.6).

Les dispositions de cette loi viennent compléter l’article 58 du nouveau Code Pétrolier de 2019 qui stipulent que les titulaires de contrat pétrolier ainsi que les entreprises travaillant pour leur compte doivent : • a) donner la possibilité aux investisseurs privés nationaux, disposant de capacités techniques et financières, de participer aux risques et aux opérations pétrolières ; • b) accorder la préférence aux entreprises sénégalaises pour tous les contrats de construction, d’approvisionnement ou de prestation de services, à conditions équivalentes en terme de qualité, quantité, prix, délais de livraison et de paiement ; • c) employer, à qualification égale, en priorité, du personnel sénégalais pour la réalisation des opérations pétrolières sur le territoire de la République du Sénégal ; • d) contribuer au maximum au transfert technologique en direction des entreprises sénégalaises avec des relations d’accompagnement ; • e) verser dans une institution financière de premier rang le montant du cautionnement pour la réhabilitation et la restauration des sites dans les conditions fixées dans le contrat pétrolier.

Quid des accords internationaux ?

Certes le Sénégal a signé et ratifié des engagements internationaux en matière de protection et de garantie des investissements étrangers qu’il faille respecter, mais les dispositions ici énoncées constituent tout aussi des engagements à faire respecter par tout investisseur qui voudrait à l’avenir rechercher du profit chez nous.

À ce titre le Chef de l’État rassure en disant : « Nous savons où nous allons. Il nous faut retrousser les manches, travailler davantage dans la formation des hommes, des femmes, le renforcement des PME et PMI, le développement de ces niches pour que nous puissions avoir cet objectif d’atteindre 50% de contenu local d’ici 2030, pour que le combat soit gagné ». Objectif, on ne peut plus salutaire…

M. Mor Ndiaye Mbaye
morfattah@gmail.com

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Mor Ndiaye Mbaye : La vérité des chiffres dans les contrats de Timis

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Mor Ndiaye Mbaye : La vérité des chiffres dans les contrats de Timis

Face à la polémique qui ne cesse d’enfler au sujet de contrats controversés je me suis résolu à reprendre mon clavier pour tenter d’en décortiquer la quintessence afin d’aider tous ceux qui s’y intéressent, de quelque bord qu’ils se trouvent, à mieux comprendre leurs contenus et ainsi mieux asseoir leur position d’accusateurs ou de défenseurs.

Bref rappel historique sur la Recherche – Exploration

A-   Chronologie

  • De 1917 à 1932: découverte d’indices de bitume, d’huile et de gaz dans des puits et des forages d’eau au Cap-Vert
  • 1952: découverte de pétrole lourd (1 milliard de barils) dans le Dôme Flore dont la gestion est confiée à l’Agence de Coopération entre le Sénégal et la Guinée Bissau (AGC)
  • entre 1961 et 2002: plusieurs petits puits de pétrole et de gaz naturel sont découverts dans la zone de Diamniadio. Le gaz naturel, le seul a être exploité (environ 350 millions m3) a été utilisé pour produire de l’électricité et le condensat, cédé à la SAR.
  • 2014: découverte de pétrole (473 millions de barils) à Sangomar offshore Profond
  • 2015: découverte de gaz naturel (17 à 20 TCF) à Saint-Louis offshore profond
  • 2016: découverte de gaz naturel (5 Tcf soit 140 milliards m3) à Cayar offshore profond

Nombre de compagnies impliquées

De 1952 à 2014, plus de 20 compagnies pétrolières dont Shell, Exxon, Tullow, VancoEnergy, Hunt, Cairn, ConoPhilips, FAR, etc. ont mené des travaux d’exploration dans le bassin sédimentaire.  Ces compagnies ont eu à effectuer plusieurs travaux de recherche avec l’acquisition de plus de 60.900 km de sismique 2D (sondage pour faire simple) et plus de 12.200 km² de sismique 3D. Elles ont eu à forer  un total 168 puits dont les 160 ont été secs, donc seuls 8 puits ont contenus des huiles ou du gaz.

Ces importants travaux ont été effectués avec peu de succès de 1952 à 2014, grâce à des investissements se chiffrant à plus de 500 milliards FCFA entièrement supportés par les compagnies privées. C’est ainsi que beaucoup de ces compagnies pétrolières, ayant subi des pertes énormes, ont dû quitter le Sénégal à la fin de leur contrat (Exemple ; SHELL, Tullow, Hunt, etc.).

Ces résultats négatifs successifs n’ont pas milité en faveur de l’attractivité du bassin sédimentaire sénégalais rendant ainsi très laborieux sa promotion. Cette situation a amené le législateur sénégalais à réviser le code pétrolier de 1986 pour y introduire, dans celui de 1998, des dispositions incitatives comme la suppression du bonus de signature à verser en une fois à PETROSEN en cas de signature (excusez la répétition), qui les gère pour le compte de l’Etat. Il s’y ajoute d’autres mesures incitatives d’ordre fiscal comme l’exonération de tous les investissements durant la phase de recherche-exploration et la défiscalisation des opérations de cession de parts durant cette période ; ces dernières étant juste des transferts d’engagements (donc de risques) ne générant par conséquent aucun flux financier.

Dans la phase de recherche-exploration, les recettes de l’Etat sont insignifiantes et se résument essentiellement aux:

  • Taxes de surface: entre 5 et 15$/km²/an
  • frais de formation et de promotion du bassin: de l’ordre de 300.000 $US/an
  • bonus de signature symbolique: 500.000 $US, payable un fois (pas obligatoire)
  • fonds sociaux: autour de 150.000 $US/an

Au même moment les dépenses engagées dans les opérations sont de l’ordre du milliard USD :

  • Coût journalier d’un appareil de forage offshore: +1 million USD
  • Coût d’un puits: entre 20 et 100 millions USD
  • Taux approximatif de succès d’un puits : entre 10 et 15%

 Engagements de travaux dans un Contrat de Recherche :

1ère période d’exploration : 1000 km de sismique 2D 5 millions $US
2ème période d’exploration : 500 km sismique 2D

1 forage

7.5 millions $US
3ème période d’exploration : 250 km sismique 3D

1 forage

10 millions $US

Il importe de noter que les engagements contractuels de travaux sont assortis d’engagements financiers qui constituent la pénalité que la compagnie doit payer à l’Etat si les travaux ne sont pas effectués à date, ils sont couverts par une caution bancaire exécutable le cas échéant.

Situation des Découvertes jusque là obtenues :

Les premiers succès sont Diamniadio avec une production est de l’ordre de 235 millions m3 de gaz et 100.000 barils de condensats et pétrole léger et Gadiaga avec une production de 300 millions m3 de gaz naturel.

Ces hydrocarbures extraits du sous-sol sénégalais sont utilisés localement pour approvisionner essentiellement la Senelec et la Sococim dans la génération d’électricité et le raffinage par la SAR pour de faibles quantités.

SITUATION DES BLOCS OPERES PAR KOSMOS ENERGY

Dans les blocs de Saint-Louis offshore Profond et Cayar offshore Profond, la recherche a commencé avec la Société Africaine de Pétrole (Elf) vers 1967, suivie par Shell, Husky, Shell de nouveau, VancoEnergy et Kampac Oil.

Contrat d’association (Joint Operation Association):

Initialement, la société  PETROTIM détenait sur chacun des deux blocs 90% et PETROSEN 10% (porté). Par la suite, PETROTIM a transféré la totalité de ses parts à TIMIS CORPORATION qui fit venir KOSMOS à qui elle a cédé 60% pour ne garder que 30%.

La société KOSMOS ENERGY SENEGAL, en joint-venture avec BP Sénégal Limited, a créé une filiale dénommée KOSMOS BP SENEGAL LIMITED à laquelle elle a transféré l’intégralité de ses 60%.

Aujourd’hui la répartition des parts s’établit comme suit : BP Senegal Limited qui détient 49,99% des parts de KOSMOS BP SENEGAL LIMITED a acquis la totalité des 30% de parts de TIMIS COPRPORATION LIMITED.

Nouvelle répartition (avec arrondi) dans chacun des deux blocs : BP SENEGAL LIMITED (60%) – KOSMOS BP Limited (30%) – PETROSEN (10%).

Chronologie de l’Affaire PETRO-TIM/KOSMOS/BP

  • 8 décembre 2011, signature d’un MOU entre TIMIS et le Sénégal
  • 17 janvier 2012 signature du contrat PETRO-TIM/PETROSEN/ETAT (Ministre d’Etat Karim Wade)
  • 23 Mai 2012 création de Petro Tim Sénégal
  • 19 juin 2012 décrets d’approbation n°2012-596 et 2012-597 pour les blocs de Saint-Louis et de Cayar (Président Macky Sall)
  • 4 juillet 2012 mise en place de la société PETRO-TIM Sénégal
  • Août 2014 cession de 60% des parts de PETRO-TIM à KOSMOS sous forme d’engagements de travaux.
  • Février 2017 Entrée de BP à travers KOSMOS BP LIMITED (Cession filiale)
  • Cession des parts TIMIS CORPORATION LIMITED à BP SENEGAL LIMITED mai 2017

Découverte sur Saint-Louis Offshore profond : le gisement dénommé “Grand Tortue Ahmeyim” (GTA) possède des réserves de gaz naturel estimées entre 17 et 20 TCF (500 milliards de m3) pour production attendue vers 202. Quant à la découverte sur Cayar offshore Profond, les réserves de gaz naturel sont estimées à 5 TCF (140 milliards de m3).

Les revenus financiers de l’Etat

A l’exploitation une part 75% (stop oil) de la production brute sera réservée au remboursement des investissements consentis depuis le début de l’exploration (cost oil). Les 25% restants, considérés comme bénéfice (profit oil) fera l’objet d’un partage entre l’Etat d’une part et l’association composée des compagnies privées et Petrosen d‘autre part selon la clé suivante :

Production journalière en nombre de barils ou équivalent gaz Part de l’Etat Part de l’Association
0          –        30 000 35% 65%
30001   –         60 000 40% 60%
60 001  –         90 000 50% 50%
90 001  –      120 000 54% 46%
120 001 et plus 58% 42%

Ainsi les parts initiales de l’Etat varient selon le niveau de production entre 35% et 58%. A cela il s’y ajoute les parts de Pétrosen qui est partie prenante de l’association et qui détenait initialement 10% des parts de l’association mais qui, s’il y a découverte peut passer immédiatement à 20% selon les termes contractuels.

Cela lui confère des parts allants de 13% (20% de 65%) au maximum à 8.4% (20% de 42%) au minimum.

Enfin après partage l’Etat applique l’impôt sur le bénéfice qui est de 25% aux membres de l’Association. Cela donne :

Production journalière en nombre de barils ou équivalent gaz Part de l’Association Part Petrosen Parts Des Compagnies privées Impôt sur le bénéfice des sociétés 25%
0 –   30 000 65% 13% 52% 13%
30001-60 000 60% 12% 48% 12%
60 001-90000 50% 10% 40% 10%
90 001 –120 000 46% 9,2% 36,8% 9,2%
120 001 et plus 42% 8,4% 33,6% 8,4%

Les revenus financiers de l’Etat sur chacun des blocs de Cayar Offssore profond et Saint louis Offshore profond s’établissent ainsi qui suit :

Production journalière en nombre de barils ou équivalent gaz Part de l’Etat Part Petrosen Impôt 25% Part définitive de l’Etat
0      –        30 000 35% 13% 13% 61%
30001   –     60 000 40% 12% 12% 64%
60 001  –     90 000 50% 10% 10% 70%
90 001  –  120 000 54% 9,2% 9,2% 72,4%
120 001 et plus 58% 8,4% 8,4 74,8%

Conclusion :

Ainsi, comme on le voit, les parts de l’Etat varient entre un minimum de 61% et un maximum de 74,8% sur chaque baril de produit et sur chacun des gisements de Saint louis Offshore profond et Cayar Offshore profond.

Ces valeurs relatives ne sauraient être converties en valeurs absolues (milliards).

NB : Toutes ces informations sont publiques puisque disponibles dans les contrats publiés sur le site de l’ITIE aux adresses :


http://itie.sn/wp-content/uploads/2017/03/Psc-SL.pdf

http://itie.sn/wp-content/uploads/2017/03/PSC-Cayar-Deep-Petrosen-PTL.pdf

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