Du chiffre au destin : l’alarme de Casablanca

Il y a un chiffre qui devrait tenir éveillés tous les décideurs pétroliers africains : 8,1 % soit 41 Milliards de dollars sur une masse globale de 503 Milliards de dollars. C’est la part de l’Afrique dans les investissements mondiaux d’exploration-production en 2026, selon les données présentées aux 4èmes Journées Pétrole de Casablanca. Huit pour cent seulement, pour un continent qui détient 7,2 % des réserves mondiales, soit près de dix fois plus de pétrole que l’Europe. Le déséquilibre est frappant, et il dit quelque chose d’essentiel sur l’état des relations entre le capital mondial et le potentiel africain. Cette situation renseigne à suffisance que l’Afrique malgré son énorme potentiel n’attire presque plus les investisseurs. 

Ce n’est pas la géologie qui manque. Ce sont les conditions. Les investisseurs pétroliers, lorsqu’ils font leurs choix, ne se déterminent plus seulement à partir de la qualité du sous-sol. Ils scrutent ce que les experts réunis à Casablanca ont appelé les « boussoles stratégiques » : la qualité du code pétrolier, la fiabilité des mécanismes de règlement des différends, la fluidité de la réglementation des changes, la disponibilité des données géoscientifiques, l’écosystème du contenu local et la posture du pays face à la transition énergétique.

C’est à l’aune de ces six dimensions que j’ai vécu ces Journées Pétrole : à la fois comme Manager des Ressources Pétrole et Gaz et comme chercheur en droit public. Et c’est depuis cette double position que je souhaite restituer, pour les lecteurs du Soleil ce que Casablanca 2026 a déposé comme urgences et comme espoirs.

« L’abondance des réserves ne suffit plus à garantir l’attractivité des investisseurs. Le déploiement des capitaux pétroliers dépend désormais prioritairement de la qualité de l’environnement institutionnel des pays. » (Synthèse JP2026)

I. Réformes et gouvernance : le code pétrolier, contrat social entre l’État et l’industrie

Le premier enseignement de Casablanca est aussi le plus fondamental : un code pétrolier n’est pas un texte technique. C’est un acte politique. Il traduit ce que l’État veut de sa ressource et ce qu’il est prêt à offrir pour l’obtenir. Les travaux sur la réforme et la gouvernance ont identifié trois piliers indissociables : la sécurité juridique, la gouvernance institutionnelle et le développement durable.

Pour l’investisseur, quatre paramètres s’imposent comme critiques : la prévisibilité juridique, la modélisation économique fiable, l’efficacité opérationnelle et la résolution anticipée des conflits. Ces quatre exigences dessinent le profil du pays idéal : celui qui sait ce qu’il veut, le dit clairement, et dispose de mécanismes crédibles pour faire respecter sa parole.

Le Sénégal a répondu à cette exigence par son Code pétrolier 2019 (Loi n°2019-03). Son article 72 permet d’insérer une clause de stabilisation dans les contrats de partage de production (CPP), protégeant l’investisseur contre tout changement législatif qui bouleverserait l’équilibre économique initial. Son article 71 organise une gamme complète de mécanismes de règlement des différends : consultation, médiation, conciliation et arbitrage international, conformément aux meilleurs standards africains (CIRDI, CCJA, CCI).

Mais l’affaire Woodside Energy c. Sénégal (CIRDI, 2023) a rappelé une vérité désagréable : un bon texte peut devenir un piège si son application administrative est incohérente. La première ligne de défense contre un arbitrage coûteux, c’est le dialogue préventif. Un mécanisme de rescrit fiscal sectoriel (ruling), donnant aux opérateurs une position opposable de la DGID avant toute transaction sensible, serait plus efficace que n’importe quelle clause contractuelle. Les réformes à envisager intègrent d’ailleurs l’assouplissement de la réglementation des changes pour le rapatriement des dividendes et le remboursement des emprunts liés aux opérations pétrolières, tout en maintenant des règles strictes pour le règlement des fournisseurs étrangers, là où le contenu local est disponible et compétitif.

II. La donnée géoscientifique : un actif stratégique souverain

Il y a une question qui résume toute la problématique de l’attractivité en phase pré-production : et si notre pays était le prochain Guyana ? Le Guyana a foré 37 puits secs avant qu’une meilleure sismique ne transforme son bassin d’« inconnu » en l’un des plus courtisés du monde. D’ici 2027, il produira près de 1,7 million de barils par jour. La différence entre l’avant et l’après, ce n’est pas la géologie : elle existait déjà. C’est la qualité de la donnée.

Les travaux de Casablanca 2026 ont été très clairs sur ce point : 70 % des données de contenu local en Afrique ne sont pas numérisées (ITIE 2023). Et sans données, pas d’investissements. La donnée géoscientifique (sismique, pétrophysique, diagraphies, données dynamiques de production) n’est pas l’affaire des géologues et des ingénieurs. C’est une priorité stratégique et une question de souveraineté nationale.

La feuille de route proposée est exigeante mais limpide. Pour maximiser la probabilité du succès il est impératif d’investir dans « les données » pour favoriser l’attractivité d’où la nécessité de faire :

• À court terme : audit national des données, mandat légal d’un Centre National des Données (CND), définition des obligations de transmission par les opérateurs. 

• À moyen terme : acquisitions sismiques multi-clients, data rooms numériques pour les appels d’offres, standards OSDU. 

• À long terme : couverture 3D de l’ensemble du bassin sédimentaire, intégration des données de production en temps réel, CND générant des revenus par la commercialisation des licences d’accès.

Pour le Sénégal, la démarche est engagée : PETROSEN planifie une acquisition onshore 3D de 100 millions de dollars en 2026. L’article 68 du Code pétrolier 2019 organise la confidentialité des données transmises par les opérateurs et leur libération progressive. Mais il reste à légiférer explicitement sur la souveraineté des données, en s’inspirant du Petroleum Industry Act 2021 du Nigeria. Il reste aussi à doter la DGID d’outils digitaux de contrôle en temps réel de la production déclarée. La donnée qui sert à attirer l’investisseur doit également servir à contrôler l’opérateur.

L'excellence selon Casablanca 2026 : un CND comme actif commercial souverain, couverture 3D sur tout le bassin, données accessibles numériquement partout dans le monde, intégration IA et workflows avancés. Le Sénégal est classé au niveau 3 ("en développement") de cette échelle en 5 niveaux aux côtés de l'Angola, de la Côte d'Ivoire.

III. Attractivité fiscale et rentabilité économique : le Sénégal comme modèle en construction

La synthèse de Casablanca est sans ambiguïté : « attractivité fiscale et rentabilité économique ne sont pas en opposition. Elles sont même complémentaires, à condition d’en avoir une vision globale dans le cadre d’un processus intégré. » Trois axes stratégiques ont été proposés : la maîtrise du risque fiscal, des politiques incitatives équilibrées et le raccourcissement des cycles de retour sur investissement.

Sur ce sujet, le Code pétrolier sénégalais de 2019 a bâti une réponse structurée. Son article 34 organise le partage de production en deux étapes : le cost oil(remboursement des investissements, plafonné à 70 % en offshore ultra-profond) puis le profit oil, partagé entre l’État et le contractant selon un Facteur R, défini comme le rapport entre revenus cumulés et investissements cumulés, dont la progressivité garantit à l’État entre 40 % et 60 % du profit pétrolier selon la rentabilité effective du projet. C’est de la fiscalité intelligente : plus le projet est rentable, plus l’État en bénéficie, sans pénaliser l’investisseur en phase de risque.

La réforme fiscale portée par le CGI 2025 , dans le cadre de la mise en œuvre du nouveau référentiel des politiques publiques du Sénégal à savoir l’Agenda National de Transformation Sénégal 2050, ajoute une couche déterminante. Ainsi l’exposé des motifs, au chapitre de l’élargissement de l’assiette, milite pour une extension du précompte TVA aux détenteurs de titre miniers d’hydrocarbures pour une mieux sécuriser les recettes indirectes. L’institution d’un impôt sur la présence numérique significative ferme une fenêtre d’évasion sur les management fees et licences logicielles vers l’étranger. La rationalisation des dépenses fiscales soumet chaque exonération à un examen coût-bénéfice rigoureux. Et le taux de pression fiscale cible : passer des 18 % actuels aux 20 % exigés par l’UEMOA, objectif qui s’inscrit dans un projet plus large : financer le Sénégal 2050 par des ressources endogènes, dont les revenus pétroliers constituent une pièce maîtresse.

La grande vulnérabilité du système reste la fiscalité des rémunérations versées aux opérateurs étrangers : management fees, redevances technologiques, intérêts intragroupe. En l’absence de documentation obligatoire des prix de transfert, l’assiette IS peut être érodée en silence. C’est précisément l’objet de mes recherches doctorales, et la raison pour laquelle je plaide pour une circulaire DGID sectorielle et l’intégration des standards BEPS actions 8-10 et 13 dans la législation fiscale sénégalaise.

IV. Contenu local : l’argent du pétrole doit rester en Afrique

Le chiffre est accablant et le dire tout haut est nécessaire : sur un budget annuel type d’opérations pétrolières de 350 millions de dollars, seulement 52 millions sont captés par des prestataires locaux, soit 15 %. Le reste, soit 298 millions de dollars, part directement vers des fournisseurs et prestataires étrangers (données agrégées BAD/EITI 2022-2024 présentées à Casablanca). C’est l’image la plus concrète et la plus douloureuse de l’échec du modèle actuel.

Et pourtant, les débats de Casablanca ont renversé une idée reçue : le contenu local n’est pas l’ennemi de l’attractivité. C’est son complément. Le Nigeria, avec un taux de contenu local de 56 % en 2024 (contre 20 % en 2016), a accueilli les trois quarts des décisions finales d’investissement (FID) majeures mondiales cette année-là, soit 13,5 milliards de dollars (Wood Mackenzie / AEC, 2025). Un prestataire local bien intégré réduit les coûts de mobilisation et de logistique de 15 à 30 % à moyen terme. Le contenu local n’est pas une charge ; c’est un investissement de compétitivité.

Pour le Sénégal, l’article 58 du Code 2019 pose le cadre : préférence aux entreprises sénégalaises, emploi prioritaire du personnel national, transfert technologique, formation obligatoire. L’article 48 ajoute des dépenses sociales obligatoires. Mais ces obligations textuelles doivent se traduire en obligations chiffrées, auditées et publiées annuellement. La gouvernance multi-acteurs prônée par Casablanca suppose un triple engagement : État régulateur, opérateurs maximisant les achats locaux et acteurs locaux construisant l’écosystème. Ce modèle exige une entité nationale de suivi du contenu local, aujourd’hui absente de l’architecture institutionnelle sénégalaise.

La digitalisation joue ici un rôle crucial. Ce qui ne se mesure pas ne s’améliore pas. Seuls 12 % des projets de service pétrolier en Afrique sont financés localement (Banque mondiale, 2023). L’objectif d’atteindre 30 % d’ici 2030, avant tout recours à l’étranger, suppose une plateforme nationale unique, un registre numérique des prestataires qualifiés et 12 KPIs standardisés(Finance, RH, Marketing et commerce, Qualité )auditables en temps réel. Un entrepreneur local passe aujourd’hui en moyenne 312 heures par an en démarches administratives contre 48 heures en Europe (Doing Business 2023). Cette asymétrie est un manque à gagner pour le contenu local.

V. Valoriser le gaz : la grande opportunité sénégalaise

La découverte des gisements de Grand Tortue Ahmeyim (GTA), partagés entre le Sénégal et la Mauritanie, place notre pays à l’avant-garde d’une question que l’Afrique entière doit résoudre : comment valoriser le gaz naturel comme levier de développement, sans en faire un facteur de dépendance, et en l’articulant avec les impératifs de transition énergétique ?

Casablanca 2026 a proposé une réponse en trois axes. 

• La sécurité juridique d’abord : arrimer le cadre légal d’exploitation des hydrocarbures aux normes environnementales internationales, pour éviter les blocages de projets liés aux contenus climatiques des financeurs, tendance que l’on observe déjà dans les codes brésiliens et guyanais, qui intègrent des clauses d’arbitrage vert (ESG) depuis 2025. 

• La diversification des débouchés gaziersensuite : Au-delà de l'exportation de GNL, la valorisation du gaz naturel sénégalais commande une stratégie de débouchés plurielle : approvisionnement du marché régional ouest-africain, alimentation de la production électrique nationale et substitution aux énergies fossiles polluantes notamment le charbon et fuel lourd dans le secteur industriel.

• L’offre infrastructurelle enfin : elle repose sur la gazéification du tissu industriel sénégalais comme levier de compétitivité économique.

L’article 59 du Code pétrolier 2019 impose que les titulaires affectent en priorité leur production à la couverture des besoins intérieurs. Cette disposition, souvent négligée dans les analyses, est en réalité un levier puissant de valorisation domestique du gaz, à condition que les infrastructures de distribution et les industries consommatrices soient au rendez-vous.

VI. Hydrocarbures et transition énergétique : le droit africain de ne pas choisir

C’est peut-être le sujet le plus chargé émotionnellement et politiquement de Casablanca 2026. Trop souvent opposées, les hydrocarbures et la transition énergétique doivent être appréhendées sous un angle global et intégré, « afin de les positionner comme des leviers d’attractivité », selon les termes mêmes de la synthèse des Journées. Cette formulation, pour anodine qu'elle paraisse, traduit un positionnement politique explicite : le refus, par l'Afrique, d'une logique binaire d'exclusion mutuelle entre développement et transition énergétique.

Cette position est économiquement fondée. Les pays du Nord ont financé leur industrialisation avec leurs énergies fossiles pendant un siècle. Il serait profondément injuste d’interdire à l’Afrique de faire de même, au nom d’une urgence climatique dont elle est la première victime et la dernière responsable. Le gaz naturel joue ici un rôle charnière : moins émetteur que le charbon et le fioul, il peut servir de « carburant de transition », permettant à des pays comme le Sénégal d’accéder à l’électricité pour tous tout en réduisant l’empreinte carbone de leur mix énergétique.

Mais les Journées Pétrole à Casablanca 2026 a aussi dit quelque chose d’important : la transition est une réalité à prendre en compte, pas à nier. Les financeurs internationaux la conditionnent. Les marchés la valorisent. Les investisseurs institutionnels l’intègrent dans leurs critères ESG. Arrêter le cadre légal d’exploitation aux normes environnementales, implémenter des mécanismes dédiés déroutant vers une transition énergétique sereine, se positionner comme acteur (et non spectateur) : telle est la stratégie à adopter.

Pour le Sénégal, l’article 5 du Code 2019 est une boussole : les revenus pétroliers doivent garantir une « épargne intergénérationnelle ». Autrement dit, exploiter le pétrole d’aujourd’hui pour financer le renouvelable de demain. C’est la seule façon de transformer la rente extractive en ressource durable.

Conclusion : Prenons nos responsabilités pour changer l’Afrique

La dernière diapositive de la synthèse de Casablanca 2026 porte un appel en quatre mots : « Prenons nos responsabilités pour changer l’Afrique ». Ces quatre mots résument mieux que n’importe quelle analyse le sens de ces quatre jours de travaux.

L’attractivité n’est pas un concept abstrait. Elle est la somme de décisions concrètes : légiférer sur la souveraineté des données, créer un guichet unique pétrolier fonctionnel en moins de 15 jours, inscrire des objectifs de contenu local chiffrés dans chaque CPP, doter la DGID d’une unité spécialisée dans le contrôle fiscal pétrolier, mettre en place un mécanisme de rescrit fiscal sectoriel, publier trimestriellement les données de performance du contenu local.

Le Sénégal est en train de vivre quelque chose de rare dans l’histoire d’un pays : le passage simultané du statut d’espoir à celui de producteur. Cette transition s’est faite sans rupture institutionnelle majeure, avec un Code pétrolier 2019 solide et un Code général des impôts réformé en 2025. Les fondations sont là. Ce qui reste à construire, c’est l’édifice : une administration fiscale spécialisée, une plateforme digitale de suivi du contenu local, un centre national des données géoscientifiques, et, par-dessus tout, la culture institutionnelle de la prévisibilité et de la cohérence.

La conclusion générale des Journées Pétrole de Casablanca 2026 repose sur quatre piliers : vision et volonté politique ; stratégie adaptée au niveau de maturité du bassin sédimentaire avec un cadre institutionnel clair, des données structurées et maîtrisées, des fiscalités pensées, des compétences renforcées, des contrats robustes et des partenaires choisis ; mutualisation des compétences ; et enfin, l’action.

Ce dernier mot, l’action, voilà peut-être le plus important. L’Afrique a déjà tenu suffisamment de conférences sur son pétrole. Ce dont elle a besoin maintenant, c’est de fonctionnaires formés, d’institutions robustes, de données digérées et de textes appliqués. À Casablanca, pendant quatre jours, nous avons tracé la carte. Le voyage vers la prospérité reste à faire.

« Se soustraire à l’obligation de réforme, c’est marcher vers le déclassement dans la nouvelle géographie pétrolière mondiale. » (Conclusion Journées Pétrole 2026)

Regard croisé du Doctorant Droit Public -Manager des Ressources Oil & Gas sur les six thèmes structurants des Journées Pétrole 2026

M. Oumar BA 

Doctorant Droit Public / Manager des Ressources Oil&Gas