| De sa cellule à la prison civile de Nouakchott, Zeidane Ould Hmeida s’invite au débat sur les avenants contestés et livre sa propre lecture des avenants.
L’Opinion Nationale et Internationale a entendu que les quatre Avenants, n° 2 de la zone A (A2), n°1 de la zone B (B1), C 1 et C 6 de la zone C qui ont été signés par moi - même, ont sacrifié les impôts, les garanties, les assurances, autant que les questions environnementales et la procédure d’approbation des dits Avenants.
Cependant, il ressort des clauses des Avenants, relatives aux questions sus visées que cette révélation profane ne résiste tout naturellement pas à l’analyse comme cela ressort des explications et commentaires suivants.
L’essentiel des critiques a concerné l’Avenant 1 de la zone B sur lequel je vais m’attarder en détails dans le point 1, et après cela passer en revue les critiques sommaires faites aux 3 autres Avenants A2, C2 et C6 (point 2), avant d’aborder la question environnementale (point 3) et celle du circuit de transmission et d’approbation des Avenants (point 4).
I - Avenant 1 de la zone B
La quasi-totalité des modifications introduites par cet Avenant ont consacré l’adaptation à la phase d’exploitation. du contrat initial (CPP), essentiellement conçu pour la gestion de la phase d’exploration, comme cela ressort de ce qui suit :
1.1 - IMPOTS - DEFICITS REPORTES ET CHARGES DEDUCTIBLES
Il est fondamental de préciser tout de suite que le gisement de Chinguitti situé dans la zone B, et qui va entrer en production, n’est pas affecté par un quelconque changement de chiffre contrairement à tout ce qui a été dit et écrit :
La fiscalité est restée, ce qu’elle était à savoir 25% (Article 11.1), et le partage de production (profit oil) est resté lui aussi ce qu’il était (Article 10.3), à savoir:
Production Journalière ---------- Part Etat -------------- Part contractant
En deçà de 25.000 b/j ----------- 30%------------------- 70%
Entre 25.000 et 75000 b/j ------- 35%-------------------- 65%
Entre 75000 et 100.000 b/j ------- 40% --------------------60%
Au-delĂ de 100.000.b/j ------------ 50% ------------------- 50%
Ces données de fiscalité et de partage de production sont celles du contrat d’origine du 09 juillet 1998. : AUCUN CHANGEMENT. Ces précisions étant faites, il convient de faire remarquer que les adaptations dictées par le passage à la phase production n’ont aucune
incidence négative sur la Mauritanie, comme cela est clarifié ci-dessous :
1.1.1 - Suppression de l’imposition des plus - values de cession des éléments d’actif : (clause 17 de l’Avenant et article 11.3.B) du contrat de base.
Celle ci a visé une cohérence avec l’article 24.2 du Contrat de Partage de Production (CPP).
A mon avis il y a lieu de remarquer qu’il y a 3 types d’éléments d’actifs :
a) Les actions :
Celles - ci sont vendues ou échangées à la bourse de PERTH en Australie et leur plus ou moins values ne nous sont en rien opposables, car n’apparaissent pas dans les éléments de bilan qui nous concernent ; S’il s’agit de transferts de participations, il n’est pas courant de les taxer dans l’industrie pétrolière et ne peuvent s’effectuer qu’avec l’accord écrit du gouvernement Mauritanien même en période d’exploration.
Depuis 1996, il s’est passé des dizaines de transferts de participations (AGIP, British Bornéo, Hardman…)
b) Les biens liés à l’exploration pétrolière :
La cession de ceux-ci ne peut être faite sans le consentement préalable du Gouvernement Mauritanien, car ces éléments deviennent sa propriété de droit à la fin, au renoncement ou à la résiliation du contrat (article 24.2 du CPP), et de ce fait ne sauraient faire l’objet de plus values imposables ou non.
c) Les biens non acquis pour les besoins des opérations pétrolières :
Ceux-ci sont déclarés à leur entrée comme tels ( voir article 24.2 du CPP), et donc les plus values faites sur ces biens n’apparaissent pas dans le bilan du contractant, car soumis à des régimes autres que celui du CPP.
En conséquence la suppression de l’impôt sur les plus values est venue clarifier les dispositions de l’article 24.2 du CPP
1.1.2-Autorisation de la déduction illimitée dans le temps des déficits reportés : (clause21 de l’Avenant)
Le paragraphe 11.4.h du CPP dispose : Le montant non apuré des déficits relatifs aux années civiles antérieures, conformément à la réglementation en vigueur jusqu’à apurement des dits déficits ou l’achèvement du contrat. La modification apportée aux termes de la clause 21 de l’Avenant reprend intégralement le paragraphe 11.4.h du CPP en précisant la date à laquelle
ces déficits ont été encourus pour la première fois. Mais rien de plus.
Cela ne change strictement rien à l’assiette imposable : si besoin est voir clause 16 de l’Avenant identique à l’article 10.2 du CPP- paragraphe 3 relatif au recouvrement des coûts pétroliers. Dans tous les cas, cela n’a aucun intérêt majeur puisque si les déficits sont reportés indéfiniment, cela veut dire que l’opération pétrolière est un échec, ce qui est absurde.
En un mot, il fallait préciser la date à partir de laquelle les déficits ont été encourus pour la première fois ; le contrat avait omis de préciser cette date, l’Avenant est venu combler cette omission sans toucher l’esprit et la logique des reports illimités prévus dans le contrat de base.
1.1.3 -Recouvrement immédiat des coûts des forages d’évaluation (clause 50 de l’Avenant)
Cette clause est relative à l’article 4.2 de l’Annexe Comptable. Elle porte sur le mode de remboursement des dépenses d’exploration, étant entendu que le principe du remboursement de ces dépenses étant de toutes façons retenu.
Sur ce plan la clause 50 de l’Avenant est venu préciser et expliciter le mode de remboursement des forages d’évaluation qui appartiennent, par principe, à la famille des forages d’exploration.
Les forages d’évaluation constituent une phase ultime et indispensable de la phase d’exploration. Ils visent une définition précise des contours géométriques du réservoir, le rabattement de la nappe, la capacité et la qualité du réservoir : continuité, fermeture, fracturation etc. que les données sismiques ne peuvent cerner avec précision.
L’objectif est d’évaluer le volume du pétrole en place et son rythme de production économique optimal.
En conséquence, si ces forages s’avèrent productifs, ils seront systématiquement immobilisés, conformément à la clause 4.1 de l’Annexe comptable ; si par contre ils sont secs, ils seront naturellement à prendre comme charge d’exploration déductible dès l’année de leur réalisation ou suivant les propositions du contractant (clause 4.2) de l’Annexe comptable.
1.1.4- Les coûts d’abandon dorénavant imputés en partie à l’Etat (clause 49 de l’Avenant)
Cette clause 49 de l’Avenant comble le vide du contrat de base. Il est logique que le contrat d’exploration ne parle pas en détails du volet abandon et mise hors service, propre à l’exploitation, c’est pourquoi l’Avenant précise les responsabilités de tous les contractants, relativement aux questions d’abandon et de mise hors service.
Désormais les contrats à venir, s’inspireront de l’amélioration substantielle apportée par l’Avenant. Dans tous les cas où le transfert d’un puits ou d’un gisement est effectué avant la date d’abandon, il est normal que le nouveau propriétaire qui dans cette configuration devient un opérateur pétrolier comme tous les autres supporte le coût de l’abandon, lorsqu’il jugera utile l’opération d’abandon.
Il est important de comprendre que l’abandon est une appréciation du contractant quant à la rentabilité du puits en question pour les années à venir ; une fois le principe de l’abandon et seulement une fois ce principe arrêté, il déclenche le processus de provisions de cette opération d’abandon qui commence 730 jours avant la date butoir de l’abandon.
En définitive, rien ne porte préjudice à l’Etat Mauritanien dans les modifications introduites par l’Avenant 1 de la zone B en ce qui concerne la fiscalité, les reports de déficits et les charges déductibles.
1.2 - GARANTIES ET CAUTIONS :
1.2.1 - Obligation de travaux d’exploration (Article 4.6 du CPP) La clause 6 de l’Avenant supprime le point 4.6 du CPP relatif à la garantie de bonne exécution des travaux d’exploration. Cette garantie consiste, en un montant forfaitaire et symbolique, que tout opérateur devra déposer au démarrage de ses activités d’exploration en République Islamique de Mauritanie. Beaucoup de pays ne l’exigent pas, puisque insignifiant. Ce que recherche la Mauritanie ou tout autre pays hôte, c’est bien plus des données géologiques, géophysiques, sismiques, forages ou gisements plutôt que d’appeler une caution, de surcroît dérisoire de 20.000 $ déposée par Woodside le 25 juin 1996 !!
A ma connaissance il n’y a pas et il n’y a jamais eu d’autres cautions bancaires depuis l’arrivée de Woodside en 1996 au - delà de ces 20.000 $ par contrat !!
Par ailleurs l’opérateur, en l’occurrence Woodside a fait ses preuves, et il est important de comprendre, que nous ne sommes plus dans la phase d’exploration, pour laquelle le niveau de réalisation des travaux est posé, nous sommes dans une phase de production, bien plus avancée, dans cette zone B, et c’est pourquoi ce paragraphe n’a plus de sens et n’a plus sa raison d’être !!
A toute fin utile, il faut rappeler, contrairement à ce que soutient l’actuel Ministre du Pétrole, à ce que je sache qu’il n’y a jamais eu une caution de 5 Millions de dollars pour qu’elle soit mobilisée ou démobilisée.
1.2.2- Responsabilité et assurances : (Article 25.4 du CPP et clause 36 de l’Avenant)
C’est toujours l’esprit de l’exploration qui prévaut dans l’article 25.4 du CPP Dans le cas d’aujourd’hui, (clause 36 de l’Avenant) il s’agira de contrats essentiellement entre Woodside et un autre contractant, appelé pour les interventions sur les installations pétrolières.
L’engagement de bonne exécution a perdu de son intérêt avec le passage à l’exploitation car ce sont surtout les obligations de la prospection qui étaient jadis garantis. Actuellement, ce sont les interventions sur les installations pétrolières qui prennent le dessus et qui vont lier Woodside (l’opérateur) à tous les intervenants, y compris éventuellement les autres entités du contractant. Le souci majeur de la clause 36 de l’Avenant est une recherche de célérité, accélérer les procédures car si l’installation est arrêtée, il faudra que l’intervention se fasse vite et ne souffre d’aucune lourdeur administrative.
Par ailleurs, la possibilité ouverte par l’Avenant à l’opérateur de pouvoir contracter des assurances internationales est dictée par les mêmes considérations du passage à l’exploitation et aux contraintes de celles -ci et ne contrevient pas aux dispositions du CPP qui n’impose pas l’obligation d’une assurance en Mauritanie.
Il s’agit là d’une simple insertion d’une clause nouvelle dans le contrat initial qui conserve par ailleurs toute sa force contraignante, et dont toutes les clauses en matière d’assurances demeurent en vigueur, particulièrement celle qui stipule expressément " sans préjudice des
assurances qui seraient requises par la législation mauritanienne " (Article 25.2 paragraphe 1 du CPP qui n’a pas été modifié).
Article 25.4 du CPP :
Si l’une des entités constituant le contractant est une filiale sa société mère soumettra à l’approbation du Ministre un engagement garantissant la bonne exécution des obligations découlant du présent contrat.
Clause 36 (Avenant)
Si l’une des entités constituant le contractant est une filiale, le Ministre pourra exiger que cette entité soumette au Directeur des Hydrocarbures pour approbation un engagement garantissant la bonne exécution des obligations découlant du présent contrat.
II - Avenants A2, C2 et C6
Il faut bien rappeler que les zones A2, C2, C6 sont des zones d’exploration, comme le Taoudeni et qu’il n’y a pas de découvertes ni de production jusqu’à présent.
Leurs Avenants portent pour l’essentiel sur l’extension des périodes d’exploration, laquelle exploration a été ralentie à la demande du gouvernement les années 2004/2005 pour se concentrer sur la mise en exploitation de Chinguitti.
2.1 - Avenants C2 et C6
Ces deux Avenants portent sur une extension de la première période d’exploration et n’appellent pas de commentaires particuliers.
2.2 - Avenant A2
Pour ce qui est de la réduction de 15 points sur la fiscalité dans la zone A2, il importe de noter ce qui suit :
La zone A était la première zone objet d’un contrat entre Woodside et le Gouvernement Mauritanien le 08 septembre 1996.
Cette zone A est constituée de 2 parties, une en eau profonde c’est-à -dire plus de 300 m de profondeur et l’autre en eau peu profonde (moins de 300 m de profondeur).
Ce qui a été fait pour Woodside dans la zone A sur le plan de la fiscalité, c’est ce qui avait été fait auparavant pour l’ensemble des contrats suivants :
- Woodside 9 juillet 1998 (zone B) ;
- Woodside 7 janvier 1999 (bloc 2) ;
- Woodside 7 janvier 1999 (bloc 6) ;
- DANA 20 mai 1999 ;
- IPG 2001 ;
Tous ces contrats ont été finalisés bien avant l’arrivée du Ministre Zeidane au département des Mines
Autrement dit, ce qui a été fait est une harmonisation du bloc 3, comme cela
a été fait pour l’ensemble des blocs offshore l’encadrant : 1,2,4,5,6,7,8,9.
Ce régime consacré consiste en un impôt sur le BIC de 25% en eau profonde et de 40% pour l’eau peu profonde, moins risquée.
Cette mĂŞme logique a conduit Ă aligner les Avenants sur le contrat du bloc B pour Woodside en 1998 et 1999, comme sur ceux de DANA en 1999 en ce qui concerne le partage de production.
C’est une politique d’encouragement voulue par l’Etat pour promouvoir l’exploration pétrolière, comme d’ailleurs la réduction de l’impôt sur le BIC, passant de 40 à 25%.
Il faut rappeler que les compagnies TOTAL et REPSOL bénéficient d’un impôt sur le BIC de 27% et que IPG bénéfice de 25% ; autrement dit ce qui a été fait est totalement cohérent, car on ne peut refuser au 1er découvreur du pétrole ce qui a été autorisé à d’autres sans être injuste. Pour l’histoire, le niveau de 40% était celui de l’Impôt sur le BIC de la loi des finances de 1996, laquelle loi a ramené ce niveau à 25% depuis.
Donc, rien n’a été fait pour Woodside plus que les autres sur le plan de la fiscalité. Il s’agit donc d’une régularisation sur une zone d’exploration pour laquelle il n’y avait pas de partenaires intéressés, pour la simple raison que nous avons 5 à 6 blocs libres (13,14,15,16,17…) adjacents à cette zone qui n’intéressent personne jusqu’à présent !!
2.3 - Extension des permis d’exploration
Permis d’exploitation
Il faut d’entrée préciser qu’il n’y a qu’un seul permis d’exploitation délivré à Woodside et uniquement un seul, pour l’exploitation et la mise en production de Chinguitti, conformément au contrat.
Permis d’exploration ou extension
En ce qui concerne l’exploration, il y a lieu de rappeler un certain nombre de vérités : Woodside occupe la septième position sur le plan des superficies totales d’exploration soit près de 4% de la superficie totale de l’ensemble des blocs pétroliers, et ce, bien qu’elle soit la première entité qui s’est intéressée à notre offshore depuis 1996, et malgré ses multiples demandes pour les blocs 4 et 5 du bassin de Taoudeni depuis 2003 !
En matière d’attribution des blocs, les opérateurs ne se bousculent pas pour l’offshore, les eaux profondes et le bassin de Taoudeni.
Signer un contrat, ou une prolongation (extension), est un acte heureux, mais la restitution d’un bloc ou d’une zone qui était en cours d’exploration constitue un choc, si ce n’est un échec, et ne peut être considérée comme positive.
Non seulement cette situation oblige à chercher un autre partenaire, qui hésitera beaucoup avant de s’engager puisqu’il s’agit de " Rendu de surface " dans une zone immature sur le plan pétrolier, mais aussi et surtout ce nouveau partenaire devra reprendre les choses là où était l’opérateur restituant il y a quelques années, et dispose de 9 années au moins d’exploration alors que le partenaire actuel ne dispose plus que de 3 à 4 années et de surcroît a fait ses preuves.
Le paradoxe, contrairement à ce qu’on peut penser, c’est que c’est le pays hôte, et particulièrement dans notre cas, où l’exploration pétrolière est à ses débuts, qui doit chercher et favoriser des extensions de périodes d’exploration afin d’augmenter les chances d’une quelconque découverte d’hydrocarbures, surtout quand il s’agit d’un partenaire qui a fait ses preuves.
Le pays hôte ne peut qu’être heureux de toute Extension quelle qu’elle soit dans le cadre de sa politique de promotion de l’exploration pétrolière. D’ailleurs, l’extension au delà de trois ans d’une période d’exploration, qui ne respecte pas la lettre de l’ordonnance de 1988, est une pratique courante du Ministère des Mines (cf.1ère Extension pour Woodside en 2000, objet de l’Avenant 1 de la zone A par mon prédécesseur).
On reproche à l’extension de la période d’exploration pour quatre ans, d’avoir dérogé à l’ordonnance de 1988 qui ne prévoit que des périodes de renouvellements successifs de trois ans, Or l’extension des périodes d’exploration a été autorisée par le gouvernement et soumise au Parlement qui l’a approuvée, pour être dans l’hiérarchie des normes, élevée au rang d’une loi qui abroge tacitement toutes celles qui rentrent en contradiction avec elle et qui lui sont antérieures et particulièrement l’ordonnance de 1988.
Il faut rappeler que notre Offshore a été, les années 68 - 72, objet de recherches pétrolières de la part de groupes Américains et qui ont fini par abandonner comme cela a été le cas du bassin de Taoudeni qui a connu des activités d’exploration en 73 - 74 et qui ont été arrêtées suite au départ des compagnies d’exploration en l’occurrence AGIP et TEXACO.
Donc, il est clair que dans ces conditions le divorce avec les investisseurs ne mène nulle part, contrairement à la stabilité, la persévérance et l’encouragement de l’opérateur qui restent les seuls critères motivant, offrant ainsi les meilleures conditions d’exploration pétrolière dans le TEMPS.
L’enjeu n’est pas de retirer les blocs dans l’espoir de trouver un partenaire, il faudra en apprécier l’opportunité, chercher et trouver des partenaires désireux et capables d’entreprendre une exploration pétrolière conséquente et significative sur ces blocs rendus, en gardant à l’esprit que ces nouveaux partenaires disposent dans tous les cas d’au moins 9 années
d’exploration, contrairement à celui à qui on veut reprendre les superficies qui ne dispose plus que de 3 ou 4 années et qui fera naturellement tout pour faire aboutir son exploration dans ce laps de temps.
Il faut souligner également la volonté de l’opérateur d’engager et de terminer les travaux entamés qui ont été ralentis ou différés pour des raisons convaincantes et surtout qu’il a fait ses preuves par la découverte du pétrole sur le territoire en question pour la première fois.
Dans cette exploration, il faut savoir entretenir la dynamique, tout en gardant à l’esprit notre contexte spécifique. Durant cette période, les ressources humaines, techniques et financières de l’opérateur ont été étirées pour le respect de l’objectif fixé - relever le défi de la production - qui constituait la priorité des priorités pour le gouvernement Mauritanien. L’extension des périodes d’exploration est le résultat du ralentissement temporaire du programme d’exploration à la demande du gouvernement, pour une meilleure concentration des efforts et des moyens pour la mise en production de Chinguitti, qui constituait un challenge réussi par la Mauritanie. C’est pour la première fois dans le monde, en effet, qu’un délai de 4 ans est réussi entre la découverte et la mise en production, le précédent record de 5 ans étant détenu par la Guinée équatoriale.
III- Relatif à l’Environnement de Chinguitti
Dans l’objectif d’éclairer l’opinion Nationale et Internationale sur les griefs relatifs au volet Environnemental du projet Chinguitti, il y a lieu, de souligner ce qui suit:
Dans la pratique pétrolière internationale, le volet Environnemental est traité à part dans un document intitulé " Plan Environnemental ", et jamais contenu dans le contrat de base (type), lequel ne fait que renvoyer à ce " Plan Environnemental ".
Le plan environnemental à approuver, existe aujourd’hui en 3 volumes dits :
- Avant projet d’Etude d’Impact (2003)
- Rapport Provisoire de l’Etude d’Impact Social (décembre 2005)
- Plan Environnemental Final (2005)
Dans le cadre de la conception de ce plan, j’ai, aux termes d’une correspondance de septembre 2004, défini les conditions essentielles que le plan Environnemental définitif devra obligatoirement prendre en considération.
Toutes ces conditions confondues reflètent l’importance que le département du pétrole a accordé tout particulièrement à cette question, lesquelles conditions sont détaillées dans la lettre de Septembre 2004.
Par rapport à ce qui précède, et pour que chacun en juge en toute âme et conscience, je vous livre le contenu de l’article (6.4 b et 6.4 e) relatifs à l’environnement dans le contrat de base et ceux de l’article 7 de l’avenant qui les a modifiés :
Article 6.4 b du contrat
- Eviter les pertes et rejets d’hydrocarbures produits ; ainsi que les pertes et rejets de la boue ou de tout autre produit utilisé dans les opérations pétrolières
Clause 7 de l’Avenant remplace cet article par les dispositions suivantes :
- Eviter les pertes et rejets d’hydrocarbures produits tous pertes et rejets de boue ou de tout autre produit utilisé dans les opérations pétrolières seront effectués conformément au plan environnement du contractant tel qu’approuvé.
Par ailleurs, l’Avenant a, dans le souci de cerner tous les contours de la question environnementale, soumis la restauration des sites des opérations pétrolières a un plan approuvé de mise hors service que le contrat a omis de considérer :
Art. 6.4 e du CPP prévoyait :
" S’il y a lieu, restaurer les sites des opérations pétrolières à l’achèvement de chaque opération pétrolière ".
Clause 7.e de l’Avenant :
" S’il y a lieu, restaurer les sites des opérations pétrolières à l’achèvement de chaque opération pétrolière en conformité avec le plan approuvé de Mise Hors Service de ce Contrat ".
L’actuel Ministre du pétrole, reproche à l’avenant d’être laxiste au sujet de l’environnement !
A ce sujet, il faut rappeler que l’Environnement de chinguitti est globalement régit par le PLAN ENVIRONNEMENTAL, élaboré sous la supervision du groupe Norvégien le plus spécialisé avec une description précise de chaque incident, ou opération, chose à laquelle les dispositions sommaires du contrat ne peuvent prétendre.
L’expérience de la Norvège nous intéresse dans la mesure où ce pays présente beaucoup de similitudes avec la Mauritanie. (côtes poissonneuses et exploitation pétrolière offshore)
En tout état de cause, il importe de savoir que les exigences et la problématique de l’Environnement répondent à des normes minimales internationales auxquelles, ni la Mauritanie, ni Woodside ne sauraient déroger.
L’un des points les plus forts du projet CHINGUITTI est de loin son PLAN ENVIRONNEMENTAL, et voici qu’on reproche à la clause de l’avenant d’avoir renvoyé à ce plan de plus de 490 pages exclusivement consacrées à la protection de l’environnement !
IV - Circuit d’approbation des Avenants
Je voudrai apprécier de façon incidente cette question, afin de lever certaines équivoques et cela, à travers ce qui suit :
Relativement au Circuit administratif préalable à l’autorisation de signature du gouvernement:
Sur ce point et d’emblée, il faudra remarquer que la seule obligation du ministère du pétrole consiste à transmettre en 35 exemplaires le projet "Avenants " au Secrétaire Général du Gouvernement ce qui a été en la cause respecté à travers la lettre de transmission adressée par le Ministre au Secrétaire Général du Gouvernement, lettre N° 502 déchargée le 23/12/2004, avec en Annexe 35 exemplaires des documents précités.
A partir de ce moment, et selon la procédure consacrée, le Secrétaire Général du Gouvernement prend en charge le reste du circuit qui consiste à :
- Faire vérifier par son staff la mise en forme et la conformité des documents et s’assurer qu’il n’y a aucune remarque à formuler ;
- Soumettre le texte au Premier Ministre, en vue de sa programmation au Conseil des Ministres, et dans ce cas, le Secrétaire Général du Gouvernement le transmet au Secrétaire Général de la Présidence pour être soumis au Président. Une fois l’accord donné par ce dernier, les projets sont retournés au Secrétaire Général du Gouvernement pour matérialisation. Par la suite, l’ordre du jour est adressé aux membres du Gouvernement, deux jours avant le Conseil des Ministres.
- On ne peut déroger à cette procédure qu’en cas d’urgence; dans ce cas, le Premier Ministre, saisi par le Ministre concerné, avise le Président pour que le dossier soit soumis directement en Conseil des Ministres.
En conclusion, il ressort clairement de ce qui précède que par rapport à l’Avenant 1 de la zone B, la fiscalité n’a fait l’objet d’aucun changement 25% Article 11.1 du CPP et loin s’en faut le partage de production (profit oil) Article 10.3 du CPP, ni les autres engagements essentiels du contractant et particulièrement la question environnementale qui se passe de commentaires.
Le souci d’adapter et d’harmoniser les rapports des parties à la phase de production, tout en préservant les intérêts du pays, a été la pierre angulaire de cet Avenant.
Le même souci d’harmonisation, avec les autres contrats en vigueur et avec les autres opérateurs, a présidé à l’Avenant A2. Quant aux Avenants C2 et C6, ils concernent l’extension de la première période d’exploration, laquelle exploration a été temporairement ralentie à la demande du gouvernement Mauritanien, comme je l’ai rappelé plus haut. Pour ce qui est de la procédure d’approbation, elle a été respectée en ce qui me concerne.
Il est enfin, opportun de rappeler que les rapports du gouvernement Mauritanien avec Woodside étaient des rapports privilégiés et s’inscrivaient dans un partenariat de long terme, bâti sur une confiance mutuelle dans la bonne foi, comme d’ailleurs nos rapports avec l’ensemble de la communauté des investisseurs intéressés au développement de notre secteur pétrolier naissant.
C’est dans cette dynamique que les Avenants ont été convenus entre le gouvernement et Woodside, pour exprimer cette volonté de servir l’Intérêt National à long terme et c’est cette lecture que je continue encore de faire de ces avenants…
A suivre
Zeidane Ould Hmeida
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