Gabon : Wood Mackenzie propose un nouveau partage des revenus offshore

Le Gabon envisage de revoir le partage de la rente pétrolière pour rendre ses blocs en eaux ultra-profondes plus attractifs. La proposition avancée par Wood Mackenzie combine une redevance de 19 % sur la valeur extraite et une part minimale de 20 % de la production après récupération des coûts. Le cabinet recommande aussi d’écarter les primes versées à la signature. Ces paramètres restent des propositions : ils n’ont pas été adoptés dans le code des hydrocarbures en préparation.

Un modèle conçu pour les projets les plus risqués

Présentée le 14 octobre à Cape Town pendant l’African Energy Week, la formule met l’accent sur la rentabilité des opérations plutôt que sur le seul volume produit. Le mécanisme dit « R-factor » ajuste la répartition des revenus selon le rapport entre les recettes cumulées d’un projet et les dépenses d’investissement engagées. Quand les coûts sont élevés et le remboursement encore incomplet, la part de l’opérateur peut rester plus importante; lorsque la rentabilité progresse, la part publique augmente selon les seuils contractuels.

Pour les eaux ultra-profondes, cette approche répond à une difficulté précise : les investissements initiaux, les équipements spécialisés et les risques techniques sont supérieurs à ceux de nombreux actifs déjà en production. Le coût d’entrée peut dissuader les entreprises si elles doivent verser une prime importante avant même d’avoir confirmé la présence d’un gisement exploitable. Supprimer ces bonus réduirait le paiement immédiat, mais reporterait une partie de la rémunération de l’État vers les recettes futures, si le projet aboutit.

La part de l’État et le remboursement des coûts

La proposition comprend le maintien d’une redevance de 19 % sur la valeur du pétrole produit, puis un minimum de 20 % pour l’État sur la production restante après récupération des coûts. Le calcul exact dépendrait des clauses du contrat : définition des coûts admissibles, calendrier de recouvrement, seuils de rentabilité et règles de vérification. Sans ces détails, il est impossible de comparer précisément le modèle à d’autres régimes fiscaux ou d’estimer la part réelle revenant au Trésor.

Cette distinction est essentielle. Une part minimale annoncée après recouvrement ne signifie pas que l’État touche immédiatement 20 % de chaque baril. La récupération des coûts peut décaler les recettes, tandis qu’une redevance assise sur la production intervient plus tôt. Un contrat robuste doit donc préciser les contrôles comptables, plafonner les dépenses récupérables, publier les règles de calcul et traiter les cas de dépassement de coûts. L’équilibre recherché consiste à attirer les capitaux sans laisser s’éroder durablement la rente publique.

Une réforme attendue dans un contexte de baisse

Le calendrier renforce l’enjeu. La production pétrolière du Gabon a reculé de 8,7 % sur un an au premier trimestre 2026, selon les chiffres de la Direction générale de l’Économie et de la Politique fiscale. Le projet de budget 2027 prévoit une baisse de 9 % des recettes pétrolières en retenant un baril à 70 dollars. Une nouvelle découverte pourrait contribuer à renouveler les réserves, mais l’exploration puis la mise en production prennent plusieurs années et ne peuvent corriger rapidement une baisse des volumes existants.

Libreville cherche déjà à mobiliser des compagnies internationales. ExxonMobil a signé un protocole d’accord en octobre 2025, Shell en juin 2026 et BP en octobre 2026. Ces ententes préliminaires ne sont pas des contrats d’exploitation contraignants. Le ministre du Pétrole et du Gaz a indiqué en avril que des contrats de partage de production pourraient suivre dans un délai de quatre à six mois. Le contenu du futur code et les modalités contractuelles détermineront si cette intention se concrétise.

Rendre les conditions prévisibles pour les investisseurs

Wood Mackenzie cite l’expérience de l’Angola, où des changements réglementaires engagés depuis 2018 ont contribué à stabiliser la production autour de 1,1 million de barils par jour. Cette comparaison ne permet pas de transposer mécaniquement les résultats au Gabon : la géologie, les infrastructures, les coûts et les portefeuilles de champs diffèrent. Elle souligne toutefois le rôle de la prévisibilité contractuelle dans les décisions d’investissement à long terme.

Pour le Gabon, l’enjeu n’est pas seulement d’alléger les conditions d’entrée. Il faut établir un régime lisible qui répartit les risques, garantit une rémunération publique équitable et évite les renégociations fréquentes. Le nombre de blocs disponibles — 26 selon Wood Mackenzie, principalement à terre et en eaux peu profondes — ne dit pas à lui seul quels prospects ultra-profonds seront proposés ni à quel rythme.

Les prochaines semaines devraient préciser la place de ces recommandations dans le nouveau code et dans les contrats annoncés avec les majors. Tant que les textes et les contrats ne sont pas publiés, le modèle R-factor demeure une option défendue par un cabinet de conseil, et non une règle gabonaise en vigueur. Le test décisif sera de savoir si le dispositif attire des programmes d’exploration financés tout en assurant à l’État des recettes vérifiables à chaque étape de la vie du projet.