Avec le démarrage de la production pétrolière à Sangomar en juin 2024 et les premières exportations de gaz naturel liquéfié du projet Grand Tortue Ahmeyim (GTA) en 2025, le Sénégal est entré dans une nouvelle phase de son histoire énergétique et économique. Chaque baril de pétrole produit et chaque cargaison de gaz exportée sont susceptibles de générer des revenus au profit de l’État sénégalais.
Une interrogation demeure toutefois centrale dans le débat public : combien le Sénégal gagne-t-il réellement avec son pétrole et son gaz ? Pour y répondre, il convient d’abord de comprendre le cadre contractuel applicable à l’exploitation des hydrocarbures. Derrière les plateformes offshore, les volumes produits et les exportations se trouve un instrument juridique déterminant : le contrat de partage de production (CPP) « Production Sharing Contract » en anglais.
Cette contribution propose une présentation progressive et pédagogique du fonctionnement du CPP, afin de permettre au lecteur de comprendre les mécanismes par lesquels l’État perçoit des revenus issus de l’exploitation pétrolière et gazière.
1. Un contrat conclu entre l’État et les compagnies pétrolières
Le CPP est conclu entre l’État, titulaire de la souveraineté permanente sur les ressources naturelles, et le contractant. Ce dernier, composé d’une ou de plusieurs compagnies pétrolières privées, éventuellement associées à la société nationale PETROSEN, assure la réalisation des opérations pétrolières. Par ce contrat, l’État leur confie la conduite et le financement des opérations de recherche, de développement et d’exploitation des hydrocarbures. Le contractant apporte les capitaux, les capacités techniques, les technologies et l’expertise nécessaires à la mise en valeur de gisements souvent complexes et coûteux.
Le CPP se distingue ainsi du régime de concession, dans lequel l’entreprise peut acquérir la propriété des hydrocarbures une fois extraits. Dans le CPP, l’État maintient sa maîtrise juridique de la ressource et encadre les conditions dans lesquelles celle-ci est explorée, développée et produite. Loin de constituer une simple autorisation accordée aux compagnies pétrolières, le CPP organise une coopération entre l’État et les investisseurs privés. Il définit leurs droits et obligations respectifs, ainsi que les mécanismes de partage de la production et de perception des revenus publics. Dès la phase de recherche, le contractant assume les risques géologiques, techniques et financiers liés aux opérations pétrolières. En cas d’échec de l’exploration ou d’absence de découverte commercialement exploitable, les dépenses engagées restent, en principe, à sa charge.
2. Un risque assumé par le contractant en contrepartie d’une rémunération
Aux termes du CPP, le contractant réalise, « au nom et pour le compte de l’État », des activités pétrolières dans une zone déterminée. Il en assure le financement et supporte seul les risques techniques, géologiques et financiers qui y sont attachés. En contrepartie, lorsqu’une découverte commercialement exploitable est mise en production, le contractant peut percevoir une partie des hydrocarbures produits. Cette part lui permet, d’une part, de récupérer les dépenses pétrolières reconnues par le contrat et, d’autre part, d’obtenir une rémunération conformément aux modalités de partage prévues par le CPP.
Le mécanisme peut être présenté simplement : l’État autorise une entreprise pétrolière, ou un consortium, à rechercher puis, en cas de succès, à développer et exploiter du pétrole ou du gaz dans un périmètre déterminé. À ce stade, aucune découverte n’est garantie. L’entreprise finance les études, les campagnes sismiques, les forages et les autres travaux nécessaires sans pouvoir exiger de remboursement de l’État si les recherches échouent. En revanche, si les travaux conduisent à une découverte commercialement viable, le contractant bénéficie des droits économiques prévus par le CPP. Il récupère alors, dans les limites contractuellement fixées, les coûts admissibles engagés pour le projet et reçoit une quote-part de la production. La logique du CPP peut ainsi se résumer :« Vous apportez les capitaux, les technologies et l’expertise nécessaires à la recherche et à l’exploitation des hydrocarbures ; vous en assumez les risques; en cas de découverte commercialement exploitable, vous percevez une part de la production conformément aux règles fixées par le contrat. »
3. Une récupération préalable des coûts pétroliers
L’entreprise qui finance les opérations pétrolières et en assume les risques doit pouvoir, en cas de découverte commercialement exploitable, récupérer les dépenses admises et percevoir une part de la production selon les modalités prévues au contrat. Ainsi, l’intégralité du pétrole ou du gaz produit ne constitue pas immédiatement une production disponible au partage entre l’État et le contractant. Une partie est d’abord affectée au remboursement des dépenses engagées pour la recherche, le développement et l’exploitation du gisement. Cette fraction est désignée sous les termes de Cost Oil pour le pétrole et de Cost Gas pour le gaz. Il ne s’agit pas d’un avantage accordé à la compagnie, mais d’un mécanisme de recouvrement des investissements qu’elle a supportés. Le CPP en précise les conditions, notamment les catégories de dépenses admissibles et la part maximale de production pouvant être consacrée, chaque année, à leur récupération. Le contractant ne peut donc pas imputer librement l’ensemble de ses dépenses sur une seule période de production. Un plafond annuel de récupération est fixé. Sous le Code pétrolier de 1998, ce plafond était déterminé par le CRPP. Depuis le Code pétrolier de 2019, il est fixé par la loi et varie selon la localisation des opérations. Ce plafond vise à empêcher que la quasi-totalité de la production soit absorbée par le remboursement des dépenses du contractant. Les coûts non récupérés au cours d’une période sont, en principe, reportés sur les périodes ultérieures, conformément aux stipulations du CPP.
Prenons l’exemple d’un champ produisant 100 barils. Si le plafond de récupération est fixé à 60 %, le contractant peut affecter au maximum 60 barils au Cost Oil, à condition que ses coûts récupérables atteignent ce montant. Les 40 barils restants forment le Profit Oil, qui est ensuite réparti entre l’État et le contractant selon la clé de partage prévue par le CPP.
4. Un partage de la production restante : le « Profit Oil »
Après le prélèvement de la redevance, lorsqu’elle est applicable, et la récupération des coûts pétroliers, la production restante constitue le Profit Oil pour le pétrole ou le Profit Gas pour le gaz. Cette production est ensuite répartie entre l’État et le contractant selon la clé de partage prévue par le CPP. Ce partage porte sur les hydrocarbures produits, et non directement sur le produit de leur vente. Chaque partie reçoit une quote-part de pétrole ou de gaz qu’elle peut commercialiser elle-même, ou faire commercialiser.
La clé de répartition ne conduit pas nécessairement à un partage égalitaire. Elle est fixée à l’avance par le contrat et peut évoluer suivant les paramètres convenus par les parties. Elle doit assurer au contractant une rémunération compatible avec les investissements et les risques assumés, tout en garantissant à l’État une part de la richesse issue de ses ressources naturelles. Sous le Code pétrolier de 1998, la clé de partage relevait principalement du CRPP. Elle pouvait notamment varier selon le niveau de production journalière et certaines caractéristiques techniques du projet, telles que la profondeur d’eau. Le contrat relatif au gisement de Sangomar, signé en 2004, illustre cette logique. Le Code pétrolier de 2019 retient une approche différente fondée sur le « facteur R », correspondant au rapport entre les revenus cumulés et les investissements cumulés du projet.
Il convient par ailleurs de distinguer la part directement perçue par l’État de celle reçue par PETROSEN en sa qualité de membre du groupe contractant. Le partage s’effectue en deux temps. Le Profit Oil est d’abord réparti entre l’État et le contractant. La quote-part du contractant est ensuite distribuée entre les membres du consortium selon leurs participations respectives, y compris PETROSEN lorsqu’elle y est associée.
Prenons l’exemple de 100 barils de Profit Oil. Si le CPP attribue 15 % à l’État et 85 % au contractant, l’État reçoit 15 barils et le groupe contractant 85 barils. Si PETROSEN détient 10 % des intérêts au sein de ce groupe, elle reçoit 10 % de 85 barils, soit 8,5 barils. Les 76,5 barils restants reviennent alors aux autres membres du consortium.
Le revenu public ne se limite toutefois pas à la quote-part directement attribuée à l’État au titre du Profit Oil. Il comprend également, selon le régime applicable, les redevances, impôts, bonus et revenus liés à la participation de PETROSEN. À ces recettes directes, s’ajoutent les retombées indirectes liées au contenu local : emplois, sous-traitance, formation, achats auprès des entreprises sénégalaises et transfert de compétences.
En définitive, la compréhension du CRPP ou du CPP est indispensable pour apprécier ce que le Sénégal tire réellement de l’exploitation de son pétrole et de son gaz. Le volume produit et le prix international des hydrocarbures ne suffisent pas, à eux seuls, de déterminer les revenus nationaux. Il convient également de prendre en compte la récupération des coûts pétroliers, le partage du Profit Oil ou du Profit Gas, la fiscalité, la participation de PETROSEN et les retombées attendues du contenu local. Maîtriser ces mécanismes permet d’évaluer, chiffres à l’appui, les revenus et avantages effectivement retirés par le Sénégal. Au-delà de la seule répartition de la production, l’enjeu majeur réside dans la transparence des contrats et des flux financiers, l’effectivité des contrôles institutionnels et l’exercice d’un contrôle citoyen éclairé. C’est à ces conditions que l’exploitation des hydrocarbures pourra contribuer durablement au développement économique et social du Sénégal.
Dr Kardiatou Saidou KA
Docteur en Droit Public (Université́ Bourgogne & UCAD)
