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La Tribune et le pétrole en Mauritanie


"Le différend pétrolier entre la Mauritanie et Woodside

 

Précisions sur le pétrole Par (Yahya Ould Amar)

(La TRIBUNE n° 264 du 18 juillet 2005)

Entre apparence et exigence de transparence

(La TRIBUNE n° 263 du 11 juillet 2005)

Un peu de transparence Monsieur le ministre !

(La TRIBUNE n° 262 du 04 juillet 2005)


"Le différend pétrolier entre la Mauritanie et Woodside

 

Le différend actuel avec l'opérateur pétrolier australien Woodside porte sur quatre Avenants au Contrat de Partage de Production. Il est né de la volonté saine des autorités de défendre les intérêts de notre pays, ce qui est à leur honneur.

 Au-delà de ce différend, Woodside ne fournit pas l'effort nécessaire pour faire participer les entreprises mauritaniennes aux retombées du pétrole.

 En envoyant en Mauritanie des interlocuteurs anglophones ne parlant ni l'Arabe, ni le Français, Woodside ne manifeste pas suffisamment d'intérêts aux préoccupations des populations mauritaniennes.

 Ce n'est pas aux mauritaniens de s'adapter aux modèles et normes en vigueur en Australie mais à Woodside d'abattre le mur de défiance qu'elle a, elle-même construit.

 N'étant pas en charge de la gestion du présent différend, je ne saurais prétendre à l'objectivité, ni à  l'exhaustivité dans mon analyse, mais il arrive que l'observateur extérieur non soumis à la pression des événements, ait plus de recul et de discernement que l'acteur pris dans la tourmente.

 Cet article ne traite que de l'Avenant le plus important, celui relatif à la Zone B où se trouvent les champs pétroliers Chinguiti, Tevet, Walata et Labeidna (récemment découvert)

Cet Avenant a été signé, l'année dernière, par notre pays dans un contexte où la Présidence  de l'époque exerçait d'importantes pressions sur l'opérateur pétrolier australien Woodside pour l'amener à faire le maximum de découvertes.

 En contrepartie et pour lui accorder une prime pour les risques pris dans notre pays, longtemps abandonné par les compagnies pétrolières, ainsi que pour préciser certains articles du Contrat de Partage original, notre pays a signé l'Avenant susmentionné.

 Cette signature a été apposée après plus de deux ans de négociations avec la société Woodside.

 La signature de cet Avenant qui fait, désormais, partie intégrante du Contrat, engage notre pays qui avait accepté que les litiges éventuels (article 29 du Contrat de Partage de Production), non résolus à l'amiable,  soient soumis à l'arbitrage de la Chambre de Commerce Internationale (à Paris).

 Contrairement à une rumeur persistante sur les conséquences néfastes de la signature de cet Avenant pour les retombées pétrolières dans notre pays, celui-ci  apporte des garanties, non précisées dans  le Contrat de Partage de Production, à de nombreuses questions qui n'y étaient pas explicitement résolues en pratique. Il contient également de nombreux articles en faveur de notre pays.

 Le seul point de l'Avenant dissonant par rapport au Contrat de Partage est une partie de son article 23 (exemptions fiscales).

 En comparaison avec l'article 11.8 (exemptions fiscales) du Contrat de Partage de Production, seule une partie de l'article 23 de l'Avenant, relative à des exemptions fiscales pourrait avoir pour conséquence un manque à gagner pour notre pays.

 L'accord sur l'Avenant étant signé en 2005, ce manque à gagner ne peut être que potentiel car on est en janvier 2006 et les déclarations fiscales des entreprises pour l'année 2005 ne seront faites et déposées auprès de l'Administration Fiscale que dans les prochains  mois.

 Le pétrole n'est pas encore sortie du champ Chinguiti, le Consortium dirigé par Woodside, jusqu'à ce jour, n'a encaissé aucune recette. Au contraire, ce Consortium a déjà dépensé près de 900 millions de  dollars.

 Dans ces conditions, fournir aujourd'hui des chiffres sur des prétendus préjudices à la Mauritanie, c'est assumer une stratégie de communication virtuellement impossible.

 En terme de politique pragmatique, il n'est pas dans l'intérêt de la Mauritanie, d'aller vers une confrontation avec les investisseurs. Nous devons plutôt dépenser notre énergie et notre intelligence à la mise en œuvre des réformes économiques dont notre pays a tant besoin.

 Par ailleurs, dans une négociation commerciale, ce qui était le cas pour l'Avenant présent, il est tout à fait normal que chaque partie essaie d'obtenir de l'autre un maximum d'avantages.

 Il n'est pas inutile de rappeler que sans les découvertes pétrolières de Woodside, aucune entreprise pétrolière ne se serait risquée à prospecter en Mauritanie.

Le passé des recherches infructueuses dans notre pays avait dissuadé, avant les découvertes de Woodside, les entreprises du secteur  pétrolier. 

Woodside devrait normalement avoir un traitement privilégié par rapport aux autres sociétés de son secteur. Dans tous les pays du monde, la primeur de la découverte du pétrole est associée de facto à l'octroi de nombreux avantages et facilités pour l'entreprise qui en est le réalisateur.

 Nos approches de règlements des différends avec Woodside doivent donc privilégier celles à l'amiable que nous voulons réfléchies, responsables, pragmatiques et soucieuses du maintien de la confiance avec notre principal partenaire.

 Pour des raisons de doigté et de crédibilité, on ne peut demander l'annulation pure et simple de l'Avenant, parce que cela est contraire aux procédures de règlement des litiges que nous avons signées avec Woodside, comme également avec toutes les autres compagnies pétrolières auxquelles notre pays est lié par un Contrat de Partage de Production.

 On peut par exemple demander la renégociation à l'amiable des points de l'Avenant qui pourraient éventuellement être non conformes - ce qui reste à prouver - aux lois mauritaniennes et conduire à un manque à gagner pour notre pays.

 Mais là, il faut qu'on soit en mesure de lister ces points et de pouvoir le justifier devant le Tribunal d'Arbitrage. Ce qui, dans le meilleur des cas, nous permet de faire annuler uniquement la partie - si elle existe - de l'Avenant contraire aux lois de notre pays.

 Après avoir renversé l'ancien régime, nous avons annoncé au monde que la Mauritanie respectera tous ses engagements internationaux. Nous ne pouvons donc nous permettre d'effrayer les investisseurs internationaux en mettant en cause, par des arguments quelque peu fragiles, la signature de notre pays chaque fois que cela – à tort ou à raison - nous arrangeait.

 Politiquement et pour l'image de notre pays, il n'est pas souhaitable de nous mettre en conflit direct avec le monde anglo-saxon,  car dans le consortium dirigé par Woodside, les intérêts britanniques directs et indirects représentent  au moins 35% dans Chinguiti.

 La rumeur publique parle principalement :

-          du taux anormal de 25% du BIC au lieu de 40%,

-          du tort à l'Environnement côtier,

-          de l'absence de garantie bancaire,

-          de l'autorisation du gré à gré au détriment de la préférence

mauritanienne (dans les contrats)

-          de l'inclusion des coûts de puits secs dans les « coûts récupérables».

 

 Sur le taux anormal de 25% du BIC au lieu de 40%

 Il s'agit d'une erreur manifeste : En effet, dans la version française du Contrat de Partage de Production (signé en septembre 1998), l'article 11 alinéa 1 est ainsi écrit :

 « les bénéfices nets que le contractant retire de l'ensemble de ses opérations Pétrolières sur le territoire de la république Islamique de Mauritanie sont passibles d'un impôt direct de quarante pour cent (25%) calculé sur lesdits bénéfices nets».

 Mais dans la version anglaise de ce même contrat l'article 11 alinéa 1 est écrit de façon cohérente :  « twenty five percent (25%) determined on said net profits » (traduction : vingt cinq pour cent (25%) calculé sur lesdits bénéfices nets).

 Il est à rappeler que notre pays a accordé ce taux de 25% pour l'exploration en Zone B, Deep Offshore (eau profonde) qui est beaucoup plus risquée que dans l'Onshore (terre ferme).

 Dans l'Onshore nous avons appliqué à Total, CNPCI et Repsol, un taux de 27%.

Il est à rappeler que cette question ne concerne pas l'Avenant. Il semble que notre pays ait accepté ce taux de 25% pour l'exploration en eau profonde. Ce qui est tout à fait raisonnable.

 Sur le tort à l'Environnement côtier

 

La rumeur est infondée.

 

L'article 6.4 (b) du Contrat de Partage de Production a été remplacé par l'article 7 (b) de l'Avenant, ce qui constitue une garantie supplémentaire pour notre pays.

En effet, l'Avenant impose à l'opérateur l'obligation de soumettre un plan de gestion des questions d'environnement au Ministère du Pétrole.

 

 L'article 6.4 (b) du Contrat de Partage de Production : « Eviter les pertes et rejets d'Hydrocarbures produits ainsi que les pertes et rejets de la boue ou de tout autre produit utilisés dans les Opérations Pétrolières ».

 

L'article 7 (b) de l'Avenant : « Eviter les pertes et rejets d'Hydrocarbures produits, tous pertes et  rejets de la boue ou de tout autre produit utilisé  dans les Opérations Pétrolières seront effectués conformément au Plan Environnement du Contractant, tel qu'approuvé »

 

L'article 6.4 (e) du Contrat de Partage de Production a été remplacé par l'article 7 (e) de l'Avenant.

 

L'article 6.4 (e) du Contrat de Partage de Production : « s'il y a lieu, restaurer les sites des Opérations Pétrolières à l'achèvement de chaque Opérations Pétrolières ».

 

L'article 7 (e) de l'Avenant : « s'il y a lieu, restaurer les sites des Opérations Pétrolières à l'achèvement de chaque Opérations Pétrolières en conformité avec le plan approuvé de Mise hors Service et  ce contrat ».

 

Il est à rappeler que celui qui approuve, dans ce qui précède, est le Ministère du Pétrole Mauritanien, ce qui est une garantie pour notre  pays.

 

Sur l'absence de garantie bancaire

 

Cette Garantie bancaire pour la réalisation des travaux minimaux de recherche et d'exploration est définie comme suit, par l'article 4.6 du Contrat de Partage de Production:

 

«Le montant des obligations minimales de travaux sera calculé en utilisant les coûts unitaires par kilomètre de sismique et par forage d'exploration stipulés ci-après :

a) quatre cent (400) Dollars par kilomètre de sismique à effectuer,

b) dix (10) millions de Dollars pour le premier forage d'exploration à réaliser. »

 

Le coût financier de la garantie bancaire est normalement remboursé dans « les coûts récupérables », ce qui veut dire que le Consortium n'a aucune raison de ne pas l'avoir mis en place à l'époque des faits.

 

Mais les autorités de l'époque ont jugé inutile sa mise en place,  eu égard à l'avancement des travaux réalisés par Woodside.

 

De toute façon, aujourd'hui les travaux ont été amplement réalisés et il y a eu les découvertes qu'on connaît : Chinguiti, Tevet, Walata, Banda et Labeidna. Cette question d'absence de garantie bancaire n'est donc plus d'actualité et n'a plus d'intérêt à trois semaines de la sortie du Brut.

 

Sur l'autorisation du gré à gré

 

L'article 8 de l'Avenant rajoute le paragraphe suivant à l'article 6.8 du Contrat de Partage relatif à la préférence donnée aux entreprises et produits mauritaniens : « Le contractant et ses sous-traitants pourront, néanmoins, avec l'approbation préalable du Directeur des Hydrocarbures, laquelle ne devra pas être refusée sans raison motivée, attribuer ces contrats sans procéder à un appel d'offres, à une source unique ».

 

Certes ce rajout donne à Woodside la possibilité juridique de faire du gré à gré, en supprimant la préférence mauritanienne, sous réserve de l'approbation du Directeur des Hydrocarbures.

 

En fait pour certains équipements industriels et matériels de forage il est plus avantageux en terme de coût et de qualité pour Woodside de s'adresser directement à un fournisseur lié au Groupe Shell par un Contrat de Fournisseur (Woodside étant détenue à 34,5% par Royal Dutch la filiale de Shell).

Le Contrat de Fournisseur dans l'Industrie pétrolière est un instrument qui permet de minimiser les coûts d'approvisionnement et les délais de livraison de matériels. Bénéficier des prix préférentiels de matériels accordés par certains fournisseurs au géant pétrolier Shell (qui produit environ quatre millions de barils par jour) contribue à nous alléger les « coûts récupérables » par le Consortium dirigé par Woodside. Ce qui est de ce point de vue bien avantageux pour notre pays.

 

Pour ce type d'approvisionnement je ne pense pas que ce rajout ait pu constituer un préjudice à notre pays.

 

Sur l'inclusion des coûts de puits secs dans les « coûts récupérables »

 

Il s'agit d'une technique classique de «Transfert d'Obligation». Cela est habituel dans l'Industrie Pétrolière.

 

Il n'est pas inutile de rappeler que le coût de tout forage est forcément inclus dans les « coûts récupérables » (par les opérateurs) sur un contrat donné, si bien entendu il y a découverte de pétrole ou gaz. Sinon ce coût est une perte sèche pour les opérateurs.

 

Dans un premier temps, il y avait un accord sur un plan d'un forage en Zone A et un forage en Zone B. L'approbation de ce plan a été faite avant toute découverte dans notre pays.

 

Les sites de forage sont généralement déterminés selon l'importance des indices géologiques et géophysiques.

 

Il s'est avéré après les premières études, toujours avant toute découverte de pétrole dans notre pays, que les localisations des deux meilleurs sites du classement sont en Zone B.

 

Eu égard aux résultats des études, Woodside a demandé donc dans un second temps à notre pays de réaliser ces deux forages en Zone B. Ce qui justifie, à l'époque, l'accord de la Mauritanie.

 

Le premier de ces deux forages a permis la découverte de notre premier champ pétrolier Chinguiti. Le second forage dénommé «Courbine» s'est avéré sec, comme tant d'autres par la suite, ce qui est très habituel, le contraire l'est beaucoup moins.

 

Le coût de ce forage a donc été inclus, conformément au Contrat de Partage de Production sur la Zone B, dans les « coûts récupérables » de celle-ci, parce que le forage a été réalisé dans la Zone B.

 

A supposer que ce forage ait été fait dans la Zone A, son coût sera de toute façon inclus dans les « coûts récupérables » du contrat sur cette Zone A, dans la mesure où il y a eu par la suite la découverte du champ Banda.

 

D'autres rumeurs ont également circulé sur ce sujet, mais la lecture des articles de l'Avenant ne permet pas de déceler la moindre manœuvre délictueuse.

 

Il faut faire la différence entre ce qui relève du tribunal pénal, de ce que reprouve la morale, de ce qui constitue une faute professionnelle et de ce qui est un acte anodin plutôt courant dans une profession.

 

L'Avenant au Contrat relatif à la zone B était une nécessité pour combler toutes les imperfections et insuffisances du Contrat de Partage, c'est donc un document professionnel d'usage courant.

 

Je ne connais pas de contrat sur un grand projet, de la taille de celui mené par Woodside, qui soit aussi parfait à l'origine de sa signature, pour ne pas avoir besoin de plusieurs avenants. La perfection n'appartient qu'Allah le tout puissant.

 

Contrairement aux Concessions, les Contrats de Partage de Production pour l'exploitation et le développement des gisements pétroliers sont peu nombreux dans le monde. Les investisseurs étrangers se plaignent souvent des zones d'ombres de la législation des différents pays sur ces Contrats.

 

Les compagnies pétrolières internationales exigent pour conclure ce type d'accord – souvent de longue durée   que leurs partenaires fassent preuve d'efficacité, de souplesse et de transparence, qualités qui sont souvent difficiles à cumuler.

 

Notre pays a choisi de signer ce type de contrat, nous devons accepter le principe d'Avenants pour assurer, dans l'intérêt des deux parties, la souplesse nécessaire à un partenariat non conflictuel et durable.

 

Les informations officielles qui ont été données sur les « difficultés de notre économie », sur le trucage de nos données et sur les remises en cause successives de la signature de notre pays engendrent pour les financiers un accroissement du risque d'insolvabilité et de hausse de primes d'assurance pour notre pays.

 

Sans nul doute, durant les cinq prochaines années, ces malheureuses informations pèseront lourdement – en terme de taux d'intérêt – dans tout octroi de crédit pour la Mauritanie. Ce qui n'encourage pas l'Investissement dans notre pays.

 

Il n'est donc pas raisonnable d'aller vers une confrontation stérile avec notre principal partenaire, il faut privilégier un accord à l'amiable. Cet accord pourrait être la négociation d'un Avenant N°2 dans lequel notre pays pourrait demander, dans un esprit non passionnel, des aménagements raisonnables et justifiés en y ajoutant de nouvelles conditions pour mieux favoriser la participation de nos entreprises dans le développement de notre activité pétrolière et pour pouvoir faire varier le taux de recouvrement des coûts pétroliers nous permettant ainsi à certains moments d'avoir plus de recettes.

 

 

Yahya Ould Amar Ould Mohamed Baitatt Président de Oil & Gas Engineering Services (Filiale du Groupe Français MPH)

 

* Ex-Chef des Départements Opérations Financières et Surveillance des

Marchés Financiers (Commission des Opérations de Bourse Paris France)

* Ancien élève des classes préparatoires Mathématiques Supérieures et

Mathématiques Spéciales (Paris France)

* Diplomé de l'ENSAE (Paris France)

* Ingénieur du CESD (Paris France)

* Diplôme d'Etudes Approfondies en Mathématiques (Paris France)

* Diplôme d'Etudes Approfondies en Analyse Macroéconomique (Paris-France)


 

Précisions sur le pétrole (Yahya Ould Amar)

J’ai lu avec intérêt l’article «Un peu de Transparence Monsieur le Ministre» [du pétrole] paru dans le numéro 262 de La Tribune, mais je me permets d’appeler votre attention et celle de vos lecteurs sur les points suivants: - La Mauritanie ne peut être concernée par le Contentieux Hardman-Woodside Le contrat « Farm In » qui lie Hardman, détenteur du permis pétrolier « d’origine » sur Chinguiti, à Woodside prévoit qu’en contrepartie de la part cédée à Woodside cette dernière devrait dépenser dans la recherche pétrolière un montant donné. Woodside a bien dépensé ce montant pour remplir les conditions du « Farm In » et donc acquérir l’entière propriété de sa participation dans le permis. Le contrat « Farm In » prévoit également que si Woodside ne trouve rien, elle perd tout ce qu’elle a dépensé et Hardman ne perd rien mais ne gagne rien sur sa cession à Woodside d’une part de son permis pétrolier. Si par contre Woodside découvre du pétrole, ce qui est bien arrivé, alors elle sera remboursée sur la production pétrolière à concurrence de ses dépenses de prospection comme le prévoit tout «contrat de partage» entre une compagnie pétrolière ou un consortium et le pays hôte. Le contentieux Hardman-Woodside porte sur l’interprétation dans le «Farm In» de la répartition du partage des remboursements entre les deux parties. Le contrat «Farm In» qui lie Hardman à Woodside n’est apparemment pas claire sur cette question de la restitution à Hardman, en cas de découverte du pétrole, d’une partie du montant de la première dépense de Woodside (autrement dit le prix de l’achat pour Woodside) convenue dans le «FARM IN». Dans la pratique internationale les dépenses citées dans le « Farm In » sont « normalement » restituées à la société qui a réellement engagé les dépenses de prospection. Hardman ne conteste nullement la réalité des dépenses de Woodside mais le montant qui lui doit être restitué conformément à l’accord « Farm In » qui le lit à Woodside. En résumé, le contentieux Hardman-Woodside porte sur le partage des remboursements de dépenses. Le fait que ce contentieux ait été porté devant les tribunaux, n’a aucune influence sur le déroulement du processus de production et les relations de partenariat au sein du consortium pour l’exploitation de Chinguiti. Dans le système anglo-saxon, la justice est naturellement sollicitée comme arbitre en cas de contentieux financiers, ce qui ne s’accompagne pas nécessairement d’une rupture de partenariat. Le Ministre du pétrole a dit vrai en affirmant que la Mauritanie n’est pas concernée par le contentieux Hardman-Woodside. Sur la réalité des dépenses de Woodside, il ne faut pas oublier que dans le consortium constitué pour exploiter Chinguiti se trouve le géant British Gas. On peut d’une certaine façon lui faire confiance pour valider les dépenses de Woodside. Ce n’est pas Woodside, société pétrolière de taille moyenne, qui pourrait faire passer une surfacturation au géant British Gas avec ses armées de spécialistes et d’auditeurs sans oublier les audits et contrôles qui peuvent être ordonnés par l’Autorité de Régulation des Marchés Financiers Britanniques (FSA), puisque British Gas est cotée en Bourse. Comme Woodside et certains membres du Consortium sont cotés sur des Bourses de pays non laxistes et sur des compartiments de marché où les lois et règlements s’appliquent dans toute leur rigueur, tout mauritanien en achetant une ou plusieurs actions d’une des sociétés peut dénoncer à l’autorité de régulation ou à la justice du pays toute atteinte à ses intérêts d’actionnaire ou tout manquement aux lois, règlements et déontologie. C’est ainsi que les sociétés multinationales Technip (France) et Halliburton (Etats-Unis) sont poursuivies actuellement en justice dans leurs pays respectifs pour corruption de fonctionnaires étrangers (Nigéria ) et abus de biens sociaux. Les entreprises pétrolières sont très conscientes de ces risques et prennent généralement toutes les précautions pour éviter toute atteinte à leur image.

- Les permis et contrats de partage Il existe un grand nombre d’opérateurs pétroliers. Il y a bien entendu les Majors tels qu’EXXON MOBIL, BP, SHELL, TOTAL mais aussi des opérateurs de moyennes et petites tailles. La gestion des attributions de permis par l’état est un facteur déterminant dans le choix des participants potentiels au développement de notre activité pétrolière. Le ministère a commencé par attribuer des permis à des petites et moyennes sociétés pétrolières parce que tout simplement aucun Major pétrolier n’était intéressé par la Mauritanie. L’arrivée du géant pétrolier Total (à titre d’exemple son bénéfice en 2004 équivaut à la valeur boursière de la société Woodside à la fin de la même année) dans le Taoudeni constitue une pièce maîtresse du dispositif pétrolier dans notre on-shore. Si Total découvre du pétrole, elle a les moyens financiers de commencer immédiatement à le produire et à construire dans la foulée un pipeline de plusieurs centaines de km jusqu’à l’océan Atlantique pour acheminer le brut, ce que d’autres moyennes et petites compagnies ne peuvent faire. Et si une autre petite ou moyenne compagnie commence à produire du pétrole dans une zone proche du pipeline de Total, elle peut se connecter à celui ci, moyennant de faibles coûts, pour acheminer sa production. Par ailleurs la présence du géant français Total dans le Taoudenni, zone pas très éloignée de celles pouvant être la continuité des champs pétroliers algériens, participe au renforcement de la stabilité dans la sous région. Le fait que Total ait bénéficié de conditions plus favorables qu’une autre compagnie de taille moindre, me semble tout à fait logique. Dans tous les pays du monde les contrats pétroliers contiennent des clauses spécifiques selon les compagnies. Ces clauses sont généralement confidentielles. Il est normal que notre pays fasse jouer la concurrence dans la mesure où il commence à intéresser les sociétés pétrolières. Dans les négociations avec une compagnie donnée, si le ministère du pétrole réussit à offrir moins que par le passé, parce qu’on est devenu plus exigeant, on doit s’en féliciter. - Sterling Le pétrole a été découvert très récemment en Mauritanie et notre pays ne possède pas aujourd’hui l’organisation administrative lui permettant de faire face à des entreprises de taille mondiale. C’est un problème majeur qu’il convient de combler autant que ce peu afin de protéger nos intérêts. Notre pays n’a pas jugé utile d’associer une institution internationale, comme la Banque Mondiale, à la gestion de nos intérêts pétroliers, même si celle-ci peut nous apporter une crédibilité supplémentaire à nos projets et nous permettre d’obtenir des financements et des garanties sur lesquelles nous ne pourrions compter autrement. Pour financer notre part dans l’investissement il a fallu, eu égard à la proximité de l’échéance de l’exercice de notre option de participation, réaliser un montage financier nous permettant de rester dans le projet, l’absence de celui-ci aurait été inacceptable. Dès lors, un certain nombre de voies limitées par nos contraintes propres et par celles du marché, s’offraient à notre pays. Parmi celles-ci, on peut citer celles qui pourraient nous sembler accessibles aujourd’hui (après avoir écarté la Banque Mondiale) : - l’endettement sur le marché international - les financements arabes - les financements extérieurs en échange de participations L’emprunt sur le marché international Il est tentant de recourir à l’emprunt sur le marché international que notre pays peut garantir en partie par nos parts dans le projet Chinguiti et si nécessaire par un état ami. Mais là on se heurtera, sans nul doute, à des taux d’intérêt prohibitifs parce que nous faisons partie du groupe des Pays Pauvres Très Endettés (PPTE). Les taux qu’on pourrait obtenir incluent une importante prime de risque. Elle est fixée en fonction d’un certain nombre de paramètres dont le rating ou notation d’agences spécialisées. L’organisme français d’assurance des exportations la Coface (qui n’est pas une référence dans les systèmes de notations pour les marchés de la dette) vient de nous attribuer la note C (voir site Internet de la Coface) avec la mention « L’environnement économique et politique du pays très incertain pourrait détériorer un comportement de paiement déjà souvent mauvais ». La notation ou rating C s’adresse généralement aux pays où «la sécurité financière est très pauvre et les défauts de paiement fréquents ». Je pense que cette note de la Coface est quelque peu exagérée et que notre pays doit se situer entre le Mali noté B et le Maroc BB (notations juin 2005 de Standard & Poor’s). Ce n’est guère très éloigné mais cela nous amène à économiser à titre d’exemple, environ aujourd’hui et pour la première année de l’emprunt 1,5% car le niveau des primes de risques associées aux pays en développement s’est globalement réduit sur les échéances courtes. Si nous voulons AUJOURD’HUI nous endetter sur le marché international, l’Entité Financière qui accepterait de prendre le risque de nous prêter un montant de 130 millions de dollars US sur une échéance de huit ans (horizon d’investissement de Sterling), pour le marché financier non seulement elle prendrait un risque financier de non paiement (les pays en développement dont nous faisons partie ont une culture de non remboursement poussée) mais limiterait inutilement ses capacités d’engagements (se privant d’opportunités de gains potentiels). La qualité de sa signature et celles de ses filiales se trouveraient dépréciées. La sanction indirecte du marché se reflèterait au niveau des contrats de taux d’intérêt où l’Entité Financière qui a pris des « risques » devrait payer pour toutes transactions de taux, des niveaux d’intérêt plus élevés que par le passé. En vous épargnant les détails de fixation des taux d’endettement sur huit ans que notre pays pourrait contracter AUJOURD’HUI sur le marché financier international, je dirais que ces taux devraient se situer entre 16% et 19% alors que la signature du Trésor US se négociait ces derniers jours sur le marché de la dette et pour cette même échéance à 4%. La voie de l’endettement sur le marché international me parait coûteuse. Les financements arabes Le recours à des financements arabes aurait pu être envisagé mais les délais de négociations et décisions sont souvent très longs et à mon avis nous n’avions pas eu assez de temps, avant la date d’exercice de notre option de participation à l’investissement, pour pouvoir y recourir. Les financements extérieurs en échange de participations Il reste les divers types de financements extérieurs en échange de participations qui sont très répandus dans la production des matières premières et qui sont considérés par le marché financier comme un investissement obéissant à des critères d’appréciation différents de ceux du marché de la dette. Les risques sont faciles à couvrir. Dans ce mode de financements les évaluations financières qui déterminent la valeur de la participation extérieure et qui sont normalement faites distinctement par les deux parties sont déterminantes dans les négociations. Ces évaluations sont parfois complexes et subtiles. Rares sont les institutions financières qui n’offrent pas ce mode de financements pour l’extraction de matières premières. Notre pays a choisi un montage avec la Société Sterling basé sur une participation en forme de revolving (notre pays récupérera progressivement sa participation dans le projet). Ce montage répond à notre besoin immédiat de l’époque, qui est de faire face à l’exercice de notre option de participation à l’investissement, en nous maintenant parmi les acteurs du projet. Je pense que l’accord trouvé avec Sterling répond à notre préoccupation de l’époque de trouver un financement de notre part dans l’investissement, à des coûts raisonnables. A titre d’exemple si Sterling devrait financer son engagement de 130 millions de dollars US en Mauritanie aux conditions actuelles du marché financier international et avec une hypothèse grossière, je l’admets, d’un prix du baril à 60 dollars US durant les huit prochaines années, elle ferait un gain d’environ 20 millions de dollars US d’aujourd’hui. Ce montant de gain n’est pas extraordinairement élevé en comparaison avec la norme de rentabilité dans les pays émergents (qui sont majoritairement des pays à risques) pour des niveaux identiques d’investissements à des horizons similaires. La vraie question est comment allons nous gérer nos recettes pétrolières ? Sur le plan économique Les recettes budgétaires et celles d’exportation seront dépendantes du niveau des prix du baril. Elles seront donc fluctuantes. En ne considérant que la part nous revenant de l’exploitation du champ Chinguiti, une variation d’un dollar du prix du baril entraînerait une perte ou un gain de la Mauritanie d’environ 25 000 dollars par jour. Nos compatriotes attendent naturellement de ces nouvelles recettes que les salaires soient augmentés et que des investissements de projets de développement prioritaires soient réalisés. Ceci représente le bon coté du pétrole. Mais voilà si cela ne se fait pas suivant une certaine stratégie, les effets pervers de ces bonnes actions pourraient avoir un coût très élevé pour notre économie. Imaginons une baisse du cours du baril et donc de nos recettes sur deux à trois ans et cela arrivera car le cours du baril ne peut continuer à monter (on dit sur les marchés boursiers que les arbres ne montent pas au ciel), va-t-on faire baisser les salaires que nous avons au paravent augmentés, mettre en arrêt les projets déjà commencés, nous endetter sur les marchés internationaux pour financer nos déficits ou le faire par la « planche à billets » ? Plus généralement : Quel est le partage réel de la rente? Comment va-t-on contrôler les décotes et prix de vente du pétrole? Comment va-t-on réduire notre dépendance vis-à-vis de l’extérieur ? Comment va-t-on gérer les éventualités des différents types de rétrécissements des recettes ? Quand et comment allons nous définir une sélection d’investissements prioritaires ? L’expérience des pays pétroliers nous apprend que les fluctuations défavorables des prix du baril pour les pays producteurs, sans stratégie de gestion macroéconomique, sont génératrices : - de déséquilibres fiscaux et monétaires - d’inflation - de problèmes de taux de change - de fuite de capitaux Pour se préparer aux fluctuations des prix du baril notre pays a entamé, semble-t-il, une réflexion avec le FMI sur la mise en place d’un fonds de stabilisation des recettes pétrolières. Ne faudrait-il pas le compléter par un dispositif d’instruments de couverture des risques qui viendrait combler les insuffisances classiques de ce type de mécanisme? Sur un plan général On sait à travers l’expérience des autres pays que le pétrole génère la corruption, affaiblit les institutions et alimente les conflits armés de toute nature. Quelles réflexions doit-on approfondir et comment doit-on faire pour que la découverte du pétrole dans notre pays soit le détonateur de notre développement et non son ancrage dans la pauvreté comme ce qui est arrivé à certains pays producteurs de pétrole. Pour se préparer à l’avenir, il faut souvent anticiper, et comme le dit le proverbe : « anticiper c’est gagner ». Nous ne devons pas avoir d’inquiétude particulière sur ce qui précède, nous devons seulement rester vigilant sur le déroulement des différents processus, nous avons et il faut le reconnaître de bonnes équipes dans les structures concernées par le pétrole, l’économie et les finances, nous les encourageons à poursuivre le travail important qu’ils sont entrain de réaliser pour l’intérêt de notre pays.

(Yahya Ould Amar est Président Oil & Gas Engineering Services (Filiale du Groupe Français MPH))


Entre apparence et exigence de transparence

Une équipe de Halliburton, l’américain opérant dans le secteur pétrolier et dans beaucoup de secteurs ‘collatéraux’, séjourne actuellement dans notre pays. Elle ne serait pas venue pour le pétrole mais pour l’eau. En effet elle fait partie des sociétés qui ont soumissionné au projet Aftout esssahli. Qui en est le représentant local ? On ne sait pas encore. Toujours est-il que cette équipe pourrait être reçue d’abord par le ministre des pétroles et non celui de l’équipement ou de l’hydraulique tous deux premiers concernés par l’e projet en question. Sentant le pétrole, l’équipe de Halliburton intéresse donc notre ministre de l’énergie, Zeidane Ould Hmeida.

Par ailleurs et sur tout un autre registre, nous sommes tombés sur un article qui fait l’économie d’un rapport sur les pétroliers les moins transparents dans le monde. Il se trouve que TOTAL occupe le 21ème rang sur 25, Woodside le 18ème rang sur 25, la CNPC (chinoise) le 22ème, Premier oil le 20ème, Repsol le 19ème et Petronas le 25ème. Autant dire que toutes les sociétés travaillant en Mauritanie ne brillent pas par leur transparence. Pour mieux comprendre de quoi il s’agit, laissons parler l’article :

«Les paiements et les revenus générés par l’industrie extractive restent largement opaques. C’est le constat dressé par l’ONG britannique Save the Children dans son dernier rapport paru le 23 juin. Intitulé «Dépasser la rhétorique, mesurer la transparence des revenus», il a été réalisé avec le soutien de la plate-forme «Publiez ce que vous payez», fondée en 2002 et qui regroupe près de trois cents associations. Les plus grandes entreprises du secteur, des «indépendants» et des sociétés nationales ont été passées au crible de la transparence pour leurs opérations dans six pays : Angola, Azerbaïdjan, Indonésie, Nigeria, Timor Leste et Venezuela. Résultat : sur les 25 compagnies étudiées, 23 sont épinglées pour leur faible degré de transparence. Critères retenus : la transparence des paiements aux États où elles exploitent ces ressources, la publication d’informations sur les questions connexes comme la production, les réserves, les coûts et les profits, et, enfin, l’existence d’un environnement incitant à la lutte contre la corruption. «Les sociétés asiatiques et la firme russe Lukoil se retrouvent aux dernières places, et Total est le plus mal placé des groupes occidentaux, indique Francis Perrin, d’Amnesty International. Au-delà des discours et des déclarations, Total ne divulgue rien des paiements qu’elle verse pays par pays. Seules deux compagnies canadiennes - Talisman Energy et TransAtlantic - dominent largement le classement. Leur bonne performance est à mettre en regard avec la législation canadienne.» En effet, au Canada, les entreprises sont obligées de notifier les paiements effectués, pays par pays. Cela démontre que les «pays d’origine» ont la possibilité de légiférer pour contraindre les compagnies à publier ce qu’elles versent aux gouvernements. La promotion de la transparence n’est pas seulement de la responsabilité des pays «hôtes». L’Initiative sur la transparence des industries extractives (EITI), lancée en 2002 par le Premier ministre britannique Tony Blair, et qui a pour objectif d’encourager les États pétroliers, gaziers et miniers à publier la totalité des revenus qu’ils perçoivent des compagnies (le Nigeria, le Ghana et le Congo y ont adhéré), est donc essentielle mais insuffisante. La diversité des performances réalisées par différentes compagnies dans un même pays montre que les entreprises ont davantage de marge de manoeuvre qu’elles ne l’admettent souvent. Au Nigeria, par exemple, Shell a largement divulgué les paiements réalisés, contrairement aux autres compagnies. L’argument commercial selon lequel ces informations sont confidentielles pour raison de concurrence ne tient pas la route. Pour les auteurs du rapport, l’industrie extractive compte un petit nombre d’entreprises. Et elles savent très bien, entre elles, ce que chacune paie. L’étude révèle également qu’une même entreprise obtient des résultats très variables selon les pays. Si Shell réussit le meilleur score au Nigeria (82 %), sa performance globale (29 %) est affaiblie par ses mauvaises pratiques de divulgation au Venezuela. La bonne gestion de la rente pétrolière, gazière ou minière passe inévitablement par davantage de transparence. Il faut que les États aient des comptes à rendre sur l’utilisation des sommes qu’ils encaissent de la part des compagnies qui opèrent sur leur territoire. Faute de quoi ni les populations, ni leurs élus, ni les organisations non gouvernementales ne peuvent apprécier l’utilisation qui en est faite. Avec ce rapport, Save the Children et «Publiez ce que vous payez» entendent faire pression en ce sens sur les compagnies. Mais aussi sur les gouvernements du Nord réunis pour le sommet du G8, du 6 au 8 juillet, à Gleneagles». (‘Des pétroliers pas très clairs’’ par CHARLOTTE CANS, source : J-A/L’Intelligent N°2321 du 9 juillet 2005)

En Mauritanie, l’adhésion au programme EITI n’est pas à l’ordre du jour. Même si l’entreprise Woodside, principal opérateur du secteur, y a adhéré le 17 mars dernier à Londres. Selon la lettre d’information des ONG environnementales, le traité a été signé à la suite des recommandations provenant des ONG environnementales internationales - Le Fonds Mondial pour la Nature (WWF), le groupe de travail sur la Responsabilité Environnementale et Sociale du Secteur Privé (IUCN/CEESP), la Fondation Internationale du Banc d’Arguin (FIBA), et le Programme Régional de Conservation de la zone côtière et Marine (PRCM). Selon, Jeremy Coleman (Responsable Environnement de l’exploitation pétrolière Woodside en Mauritanie) les représentants du gouvernement mauritanien ont montré un vif intérêt quant à la pertinence de ce traité et envisagent de le signer après avoir consulté les responsables Tchadiens et Nigérians, déjà signataires de ce même traité. D’autant plus que l’une des recommandations contenues dans le dernier rapport du FMI, l’instance financière a exhorté la Mauritanie à adhérer à l’initiative. Au cas où cela se fera, il faudra en conclure que «ces avancées en terme de prise de conscience et de décisions dans le secteur de l’exploitation pétrolière succèdent à la tenue de «l’atelier régional de renforcement des capacités de gestion environnementale de l’exploitation pétrolière en Afrique de l’Ouest» organisé en mars 2005 à Nouakchott par l’ensemble des organisations environnementales citées ci dessus et Woodside», selon la lettre. Rappelons que près de soixante dix participants investis dans la préservation des ressources côtières ouest africaines (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Guinée, Guinée-Bissau) ont pris part à ces débats. Toujours selon la lettre, l´atelier était précédé d’un voyage d´étude au Nigeria constitué d’une délégation ouest africaine restreinte. Durant cette visite, les participants ont rencontré des responsables des compagnies pétrolières, les populations affectées par l’exploitation pétrolière dans le Delta du Niger et des hauts fonctionnaires à Abuja. Le Nigeria exploitant les ressources pétrolières depuis plus de 50 ans est l´un des seuls pays Africain signataire du traité EITI appliquant activement son contenu. Les hauts fonctionnaires Nigérians ont vivement recommandé à la délégation de publier les revenues découlant du pétrole et d´utiliser ses fonds pour la lutte contre la pauvreté et le développement des activités économique durables, telles que la pêche, le tourisme, l´agriculture et les énergies renouvelables. La restitution de ce voyage a animé les débats sur les impacts socio-économiques du futur développement pétrolier dans la région ouest africaine pendant la première partie de l´atelier à Nouakchott. Durant la seconde partie de cette rencontre les experts internationaux (OMI, Coopération Néerlandaise, CEESP, Université d´Alaska) ont fourni aux participants des outils qui leur permettraient de bien gérer le développement pétrolier offshore sur le plan environnemental. Pour conclure la rencontre, les participants ont formulé des recommandations fortes et complètes pour un développement pétrolier sain dans la sous région. Ils ont préconisé d’accroître la transparence, de formuler un cadre juridique au niveau régional, d´interdire l’exploitation pétrolière dans les aires marines protégées, instaurer une politique de «rejet-zero» des déchets aux abords des aires protégées et d’impliquer davantage la société civile dans la prise de décision. Reste à savoir si la gestion, jusqu’à présente opaque, du secteur fera enfin l’objet d’une évaluation ou non. Dans ce cadre il serait intéressant de voir ce qui se cache derrière le choix de certaines sociétés travaillant dans le secteur en Mauritanie. Pendant que l’on parle de la (re)vente de la raffinerie.

Blocs 12 et 20 pour les Chinois C’est en grande pompe que la Compagnie nationale de pétrole de la Chine (CNPC) a annoncé le démarrage des travaux de recherche pétrolière dans le bloc 20 dont elle a pris le contrôle. Il s’agit d’une bande côtière située le long de la frontière terrestre avec le Sénégal, à 200 km de Nouakchott, cette zone de 10 690 km2 baptisée «Bloc 20» avait été précipitamment abandonnée par la compagnie américaine Texaco, lors de la guerre du Golfe, en 1991. Des indices positifs y avaient pourtant été découverts. Le bloc a été récupéré en 2004 par la société mauritano-australienne Baraka Petroleum, qui vient de céder 65 % de ses parts à la CNPC. Coût de la transaction : 8,6 millions de dollars. La compagnie chinoise devient ainsi l’opérateur principal en on shore. Cela coïncide avec la célébration du quarantième anniversaire de l’établissement de relations entre les deux pays.


Un peu de transparence Monsieur le ministre !

La Mauritanie va-t-elle signer l’initiative concernant la transparence dans la gestion des ressources issues des industries extractives ? Loin s’en faut. Il suffit effectivement d’écouter le ministre répondre aux questions des députés pour savoir que l’ère de l’opacité sera encore longue. Lors de la séance plénière de l’Assemblée nationale du 30 juin 2005, le ministre de l’énergie a répondu à plusieurs questions des députés. Questions relatives au secteur de l’énergie et du pétrole. Les réponses du ministre ont été, comme d’habitude, peu précises et ont manqué de cohérence. Dans le souci d’apporter à l’opinion quelques éclairages sur cet important secteur, nous vous en livrons quelques commentaires en guise de réponses au ministre : Contentieux Hardman-Woodside Le ministre a déclaré que cette question ne concerne en rien la Mauritanie car il s’agit du plan de développement des autres champs, ceci n’est pas exact. Le contentieux porte sur le cost oil (coûts récupérables) engagés par Woodside et que Hardman n’a pas accepté avec le soutien de l’ensemble des actionnaires hormis le projet Chinguetti. Les coûts calculés par Woodside sont exagérés selon les autres et en l’absence d’une solution à l’amiable, Hardman a porté la question devant la justice. D’ailleurs Sterling s’y intéresse en tant qu’actionnaire indirect : un représentant de Sterling a curieusement un bureau au ministère de l’énergie à Nouakchott. Le ministre peut se tromper, car les coûts sont très importants et doivent être vérifiés et acceptés par l’ensemble des parties à commencer par nous. Nous avons cédé notre participation en payant un cost oil d’un montant de 131 millions dollars dans la mesure où ce contrat a été arrêté sous une fausse base, il y a lieu de le revoir. Le contentieux concerne la Mauritanie et nous mettre dans une position vigilante car si Woodside trafique les coûts par rapport à ses partenaires australiens, qu’en sera-t-il de la Mauritanie ? Question relative à Warba

Le ministre a comme d’habitude esquivé cette question. Rappel : Warba est une société koweitienne qui a encaissé une commission de 7 millions dollars pour avoir introduit Sterling auprès du ministère mauritanien. La raffinerie

Malgré les contradictions du ministre dans ses déclarations devant l’Assemblée et son interview à Jeune Afrique, il a reconnu la présence d’un groupe japonais qu’il a reçu d’ailleurs le vendredi passé (1/07) et, pour la première fois, en présence du directeur général de la SOMIR. Il a par ailleurs dit qu’il a engagé des négociations avec un groupe indien. Toutes ces négociations ne viseraient selon lui que la recherche d’une issue pour le problème de la raffinerie dont il a dit qu’elle n’était pas à vendre. Apparemment le ministre veut tout faire sauf ce qu’il faut. La SOMIR, établissement public propriétaire de la raffinerie, devrait établir un cahier de charges et procéder à une consultation internationale. Mais le ministre privilégie apparemment le gré à gré qui a déjà coûté trop cher au pays dans la vente avortée à Feedco. Le dépôt de Nouakchott

Plusieurs députés ont posé des questions relatives à ces installations à la suite du passage du projet de loi relative à l’extension du financement. Sur ce point le ministre a dit avec fermeté qu’à ce jour, ces installations ne sont pas occupées alors qu’elles l’ont été depuis trois mois par la MEPP. Occupation qui a provoqué chez le ministre l’utilisation du terme «gazra». Pourquoi cache-t-il la vérité aux députés surtout que ces installations ne sont pas en off shore et peuvent être vérifiées ? Il est à rappeler que la Banque Mondiale avait accepté le financement espagnol de 40 millions sous la réserve qu’un appel d’offres international soit lancé pour la gestion de ces installations. Structures de gestion des intérêts pétroliers mauritaniens

Suite à une question d’un député relative à la création d’une structure de gestion de nos intérêts en lieu et place de l’administration centrale, le ministre a répondu que cette structure existe déjà sous le vocable de Groupe Projet Chenguetti. Le ‘projet Chenguetti’ et non ‘le Groupe’ a été créé par décret et n’a nullement la capacité morale à gérer des activités publiques à plus forte raison signer des engagements avec les tiers. Le ministre ne fait pas de place apparemment au respect des textes et à la vérité. Le terme ‘Groupe’, vocable privé plutôt que public, a été utilisé dans le contrat de cession de la raffinerie avec Feedco, négocié par le ministre lui-même. Notre ministre comme a dit le député doit donner plus de place au respect des textes que la propagande et les publi-reportages. Le contrat d’assistance tunisien

Sur ce point le ministre a été contradictoire. Après avoir lu une convention qu’il a exhibée à la main en insistant qu’il n’y a aucun montant, il a dit juste après que les Tunisiens ont fait une proposition de 17 millions de dollars qui était plus compétitive que celle des Malaisiens. Ces montants sont facturés par la SEMIP, et payés à cette petite société privée tunisienne peu connue alors que le contrat a été signé avec ETAP (société nationale tunisienne). Les permis et contrats de partage

Malgré la loi portant contrat-type de partage, un député a demandé des explications sur la différence des conditions d’octroi de permis qui varient d’un opérateur à un autre. L’exemple de TOTAL et de la CNPC (chinoise). La première bénéficiant de conditions exceptionnelles par rapport à la seconde. Les Chinois se sont d’ailleurs vu dans l’obligation d’acquérir une partie du permis d’un tiers. En conclusion, je me félicite de l’intérêt que nos députés portent à ce secteur. Je regrette que rien, jusqu’à présent, n’est fait pour limiter les dégâts. C’est pourquoi je vous invite, vous les journalistes à vous intéresser un peu plus à la question. Le pétrole ouvre de grands appétits. La gestion des ressources financières que son exploitation va générer peut apporter des solutions aux problèmes du pays. Comme elle peut accélérer sa déconfiture.

Brahim Ould Boucheiba


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