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L'amende d'ExxonMobil souligne les problèmes budgétaires du Tchad et les défis pour les opérateurs en amont
Matthew Jurecky - Head of Oil & Gas Research and Consulting (Global Data)
En octobre 2016, un tribunal tchadien a ordonné à un consortium dirigé par ExxonMobil de payer une amende de 74 milliards de dollars pour avoir prétendument sous-payé des redevances sur leur fonctionnement dans le pays et les parties ont entamé des négociations sur cette question. L'amende porte sur la redevance statistique sur les exportations à partir de deux licences détenues dans le cadre de contrats de concession conclus en 1988 et en 2004, qui représentent actuellement plus de 40% de la production dans le pays. Des opérations de production sont en cours depuis 2003 dans sept domaines dont le tribunal allègue que le consortium a sous-payé 800 millions de dollars de redevances. Le désaccord découle d'un arrangement passé, que le gouvernement prétend être invalide, à payer un taux réduit de redevances à l'exportation au lieu du taux habituel de 2%.
L'industrie des hydrocarbures au Tchad est un secteur important pour le revenu de l'Etat, qui avant la chute des prix du pétrole en 2014 représentait plus de 60% des recettes de l'Etat. La récente conjoncture économique soutenue et l'anticipation d'une baisse de la production à moyen terme ont entraîné de graves problèmes budgétaires pour le gouvernement et des pressions pour augmenter les recettes, avec des recettes de plus de 50% de 2014 à 2015. La position du secteur en amont comme principale source de revenus laisse l'industrie exposée en période de difficultés économiques à des tentatives d'augmenter la prise de l'État au détriment des entrepreneurs qui détiennent des contrats existants et ceux qui cherchent à négocier de nouvelles licences.
La prévision des recettes fiscales et la production pétrolière met en évidence la déconnexion entre les deux, comme le prix a chuté à partir de 2014. Même si la production a augmenté, les recettes publiques ont considérablement diminué jusqu'en 2016, après quoi elles commencent à se redresser. La production du complexe Daniela de CNPC, qui, contrairement aux accords de concession exploités par Exxon, est autorisée en vertu d'un accord de partage de production, compense le déclin des champs existants. Les prévisions budgétaires devraient atteindre un sommet après l'écrasement en 2021 en raison de la nouvelle production, mais cela est insuffisant pour compenser les pertes du faible prix du pétrole, malgré les prévisions de production qui correspondent au pic historique de 180.000 barils de pétrole par jour (Mboed). Au-delà de 2021, la diminution de la production des champs actuels prévus éroderont continuellement les recettes publiques du secteur en amont, à moins qu'il n'y ait une hausse du prix du pétrole à moyen terme ou que de nouveaux grands projets soient mis en ligne.
À long terme, une stratégie visant à accroître les prises de l'État peut créer des problèmes, car le régime fiscal perd de sa compétitivité. La prise d'État non actualisée pour un scénario de développement comparatif est actuellement conforme aux pairs régionaux dans le cadre du régime de concessions plus ancien et du cadre actuel de partage de la production. Tout mouvement significatif à la hausse dans l'état prendre peut réduire l'intérêt des investisseurs étrangers et de miner les efforts d'exploration dans le pays, ce qui pourrait accroître les pressions budgétaires à l'avenir.
Les frictions passées entre le gouvernement et les exploitants sont semblables à la situation actuelle, où le gouvernement a imposé des mesures énergiques en réponse à des infractions alléguées par les titulaires de permis. Un différend en 2006, axé sur l'interprétation d'une convention d'avantages fiscaux avec Petronas et Chevron, a conduit le président à expulser les entreprises du pays. La question n'a été réglée que lorsque les sociétés ont accepté de rembourser plus de 280 millions de dollars et que la convention fiscale a été invalidée. Plus récemment, la CNPC a été annulée après avoir reçu une amende de 1,2 milliard de dollars américains pour des infractions présumées à l'environnement en 2013. Cette question n'a été résolue qu'après une amende réduite de 400 millions de dollars américains et les conditions de licence renégociées, Le taux de redevance de 1,75% et accordé une participation de 10% dans l'État pour les champs producteurs actuels et de 25% pour les découvertes futures.
Pour obtenir une version complète de cette analyse, veuillez consulter le site Web de GlobalData Energy.
L'industrie des hydrocarbures au Tchad est un secteur important pour le revenu de l'Etat, qui avant la chute des prix du pétrole en 2014 représentait plus de 60% des recettes de l'Etat. La récente conjoncture économique soutenue et l'anticipation d'une baisse de la production à moyen terme ont entraîné de graves problèmes budgétaires pour le gouvernement et des pressions pour augmenter les recettes, avec des recettes de plus de 50% de 2014 à 2015. La position du secteur en amont comme principale source de revenus laisse l'industrie exposée en période de difficultés économiques à des tentatives d'augmenter la prise de l'État au détriment des entrepreneurs qui détiennent des contrats existants et ceux qui cherchent à négocier de nouvelles licences.
La prévision des recettes fiscales et la production pétrolière met en évidence la déconnexion entre les deux, comme le prix a chuté à partir de 2014. Même si la production a augmenté, les recettes publiques ont considérablement diminué jusqu'en 2016, après quoi elles commencent à se redresser. La production du complexe Daniela de CNPC, qui, contrairement aux accords de concession exploités par Exxon, est autorisée en vertu d'un accord de partage de production, compense le déclin des champs existants. Les prévisions budgétaires devraient atteindre un sommet après l'écrasement en 2021 en raison de la nouvelle production, mais cela est insuffisant pour compenser les pertes du faible prix du pétrole, malgré les prévisions de production qui correspondent au pic historique de 180.000 barils de pétrole par jour (Mboed). Au-delà de 2021, la diminution de la production des champs actuels prévus éroderont continuellement les recettes publiques du secteur en amont, à moins qu'il n'y ait une hausse du prix du pétrole à moyen terme ou que de nouveaux grands projets soient mis en ligne.
À long terme, une stratégie visant à accroître les prises de l'État peut créer des problèmes, car le régime fiscal perd de sa compétitivité. La prise d'État non actualisée pour un scénario de développement comparatif est actuellement conforme aux pairs régionaux dans le cadre du régime de concessions plus ancien et du cadre actuel de partage de la production. Tout mouvement significatif à la hausse dans l'état prendre peut réduire l'intérêt des investisseurs étrangers et de miner les efforts d'exploration dans le pays, ce qui pourrait accroître les pressions budgétaires à l'avenir.
Les frictions passées entre le gouvernement et les exploitants sont semblables à la situation actuelle, où le gouvernement a imposé des mesures énergiques en réponse à des infractions alléguées par les titulaires de permis. Un différend en 2006, axé sur l'interprétation d'une convention d'avantages fiscaux avec Petronas et Chevron, a conduit le président à expulser les entreprises du pays. La question n'a été réglée que lorsque les sociétés ont accepté de rembourser plus de 280 millions de dollars et que la convention fiscale a été invalidée. Plus récemment, la CNPC a été annulée après avoir reçu une amende de 1,2 milliard de dollars américains pour des infractions présumées à l'environnement en 2013. Cette question n'a été résolue qu'après une amende réduite de 400 millions de dollars américains et les conditions de licence renégociées, Le taux de redevance de 1,75% et accordé une participation de 10% dans l'État pour les champs producteurs actuels et de 25% pour les découvertes futures.
Pour obtenir une version complète de cette analyse, veuillez consulter le site Web de GlobalData Energy.
