Au Gabon, le partage des revenus pétroliers pourrait décider de l’avenir de l’exploration en eaux profondes

Dans les eaux très profondes du golfe de Guinée, attirer les compagnies pétrolières ne suffit pas : le Gabon doit aussi négocier la part des revenus qui reviendra à l’État si l’exploration débouche sur des découvertes. Cette équation est au cœur des discussions sur le futur cadre pétrolier du pays.

Un équilibre à trouver entre investissement et recettes publiques

Le 14 octobre 2026, à Cape Town, le cabinet Wood Mackenzie a présenté des pistes pour modifier le partage des revenus des projets offshore gabonais. La proposition intervient alors que Libreville prépare un nouveau code des hydrocarbures et cherche à relancer l’exploration en mer, notamment dans les zones ultra-profondes.

Ces projets coûtent cher et prennent du temps. Le forage d’un seul puits en eaux très profondes peut représenter un investissement considérable, tandis que les résultats restent incertains. Pour les autorités, l’enjeu est donc de rendre les blocs suffisamment attractifs sans réduire excessivement les revenus publics lorsque la production démarre.

Le gouvernement a déjà engagé des discussions avec de grandes compagnies. ExxonMobil a signé un protocole d’accord en 2025. Shell a conclu le sien en juin 2026, selon le communiqué du gouvernement gabonais. Les ententes préliminaires ne sont pas, à elles seules, des contrats d’exploitation. En avril, le ministre du Pétrole et du Gaz, Clotaire Kondja, évoquait un délai de quatre à six mois pour parvenir à des contrats de partage de production avec certaines compagnies, selon Reuters, repris par Boursorama.

Le contexte budgétaire renforce la pression. Le projet de loi de finances 2027, adopté en Conseil des ministres le 18 septembre, table sur un baril gabonais à 70 dollars. Le cadrage prévoit une baisse d’environ 9 % des recettes pétrolières par rapport aux estimations pour 2026, rapporte le média gabonais EcoMatin. Le pétrole reste une ressource majeure pour les finances publiques, même si son poids expose le budget aux variations des cours et de la production.

Une rémunération liée à la rentabilité du projet

La piste avancée par Wood Mackenzie concerne un mécanisme dit « R-factor ». En termes simples, la part revenant à l’État évoluerait selon la rentabilité réelle du projet, plutôt qu’en fonction du seul volume extrait. Le cabinet propose également une redevance de 19 % sur la valeur du pétrole produit et une part minimale de 20 % pour l’État sur les volumes restant après remboursement des coûts d’investissement.

Autre changement suggéré : supprimer les primes versées à la signature du contrat. Ces paiements immédiats apportent une recette au pays, mais augmentent le coût initial pour l’entreprise. Leur suppression pourrait alléger l’entrée dans les blocs les plus risqués. En contrepartie, l’État dépendrait davantage des résultats futurs du projet. La proposition devra donc être évaluée à l’aune des recettes attendues sur toute la durée du contrat, et pas seulement de l’investissement qu’elle pourrait attirer.

À ce stade, il s’agit de recommandations présentées par un cabinet, pas de règles adoptées par le Gabon. Le cadre existant distingue plusieurs types de contrats pétroliers, dont les contrats d’exploration et de partage de production, comme le rappelle le ministère gabonais du Pétrole et du Gaz. Le contenu du nouveau code et ses modalités d’application détermineront si les propositions de Wood Mackenzie seront retenues, modifiées ou écartées.

Des effets différents selon les acteurs et les territoires

Pour l’État, un régime plus souple pourrait élargir les chances de voir des compagnies financer l’exploration. Mais les bénéfices ne seraient ni immédiats ni garantis : un accord d’étude ne signifie pas qu’un gisement sera découvert, encore moins qu’il sera rentable à exploiter. Les entreprises, elles, chercheront à limiter les risques financiers et à obtenir des conditions prévisibles avant d’engager des capitaux.

Les effets se joueraient aussi au-delà des négociations entre Libreville et les groupes pétroliers. Les recettes publiques contribuent au financement des services et des investissements, tandis que les emplois et contrats liés aux opérations peuvent bénéficier aux entreprises gabonaises, notamment dans les pôles pétroliers comme Port-Gentil. Toutefois, l’exploration ultra-profonde mobilise des compétences et des équipements spécialisés : les retombées locales dépendront des obligations de contenu local, de la formation et de la capacité des fournisseurs nationaux à accéder aux marchés.

Le sujet concerne enfin la CEMAC, la Communauté économique et monétaire de l’Afrique centrale, dont le Gabon est membre. Les revenus pétroliers pèsent sur les finances nationales et les équilibres économiques régionaux. Mais attirer de nouveaux investissements ne règle pas à lui seul la dépendance au pétrole : la diversification des recettes et de l’activité demeure un enjeu pour Libreville comme pour les autres économies de la sous-région.

Le prochain test sera juridique et contractuel

Le calendrier compte autant que les paramètres fiscaux. Des responsables gabonais ont indiqué en octobre que la publication du nouveau code était attendue dans les semaines suivantes, tandis que les discussions avec des compagnies se poursuivent, selon S&P Global. Le texte permettra de vérifier comment le pays articule souveraineté sur ses ressources, partage des risques et attractivité des projets.

Le précédent angolais est souvent cité dans les débats sur les réformes pétrolières africaines. Il ne constitue toutefois pas une garantie de résultat pour le Gabon : la géologie, les contrats, les infrastructures et les choix de politique publique diffèrent d’un pays à l’autre. Pour l’heure, le signal décisif viendra des dispositions du code, puis des contrats effectivement conclus. C’est à ce moment que se mesurera la part de risque acceptée par les investisseurs et celle que le Gabon entend conserver sur ses ressources offshore.