Contrats pétroliers et miniers en Mauritanie : pourquoi l’analyse « 6,5 % contre 93,5 % » ne tient pas

La signature, le 3 novembre 2026, de deux contrats d’exploration-production entre la Mauritanie et la compagnie américaine Murphy Oil pour les blocs offshore C10 et Tiof a relancé le débat sur la protection des richesses nationales. Certains rapprochent ces accords d’un contrat antérieur avec Kinross Tasiast pour l’or, affirmant que la part de l’État ne dépasse pas 6,5 %, contre 93,5 % pour l’entreprise, et en concluant à de « sérieuses interrogations ». Cette comparaison, présentée comme un indicateur de spoliation, repose toutefois sur une lecture partielle et méthodologiquement fragile des contrats extractifs.

Le chiffre de 6,5 % ne mesure pas le partage de la richesse

Dans le dossier Kinross, le taux de 6,5 % correspond à la redevance minière (royalty) applicable lorsque le prix de l’or dépasse 1 800 dollars l’once. Ce taux a été obtenu après renégociation : il est passé d’une redevance fixe de 3 % à une redevance progressive de 4,5 % à 6,5 %. Autrement dit, les 6,5 % ne représentent pas la part totale de l’État dans le projet, mais l’un des multiples prélèvements assis sur les ventes.

Kinross verse également à l’État mauritanien l’impôt sur les sociétés, des taxes, des patentes et d’autres contributions. En 2025, Tasiast a ainsi versé environ 90 millions de dollars d’impôt sur les sociétés. Le cumul des versements à l’État au titre des impôts, taxes, patentes et redevances entre 2010 et 2025 atteint 1,7 milliard de dollars. Par ailleurs, l’accord de 2020 prévoit une participation de l’État à 15 % dans le projet Tasiast Sud, avec une possibilité d’atteindre 25 % à l’avenir. Réduire ce montage à un face-à-face « 6,5 % / 93,5 % » revient donc à confondre un taux de redevance avec la totalité de la relation financière entre l’État et l’investisseur.

Le pétrole offshore obéit à une autre logique économique

Les contrats signés avec Murphy Oil sont des contrats de partage de production (PSC) portant sur l’exploration et la production offshore. Dans ce cadre, l’entreprise assume l’essentiel du risque d’exploration : si les forages ne donnent rien, l’État ne perçoit pas de revenus, mais n’engage pas non plus les dépenses. En cas de découverte commerciale, la production est répartie selon des mécanismes de « cost oil » (récupération des coûts) et de « profit oil » (partage des bénéfices), auxquels s’ajoutent des redevances, la fiscalité et, le cas échéant, la participation de la société nationale SMH.

• L'opérateur : Murphy Oil est le « pilote » du projet. C'est elle qui conçoit le programme de travail, choisit les sous-traitants, apporte la technologie et réalise concrètement les forages en mer.

• Le financement : Détenir 90 % signifie que Murphy Oil est propriétaire de 90 % du projet.

2. Participation portée de 10 % (la SMH)

Le terme « participation portée » (ou carried interest en anglais) est un mécanisme très avantageux pour l'État mauritanien :

• Risque financier zéro en phase d'exploration : La SMH ne dépense pas un seul khoums pour les recherches, les études géologiques ou les forages initiaux (qui coûtent pourtant des dizaines de millions de dollars). C'est Murphy Oil qui avance ("porte") l'intégralité des coûts, y compris les 10 % de la SMH.

• Si les recherches échouent : Si Murphy Oil ne trouve rien et décide de partir, la Mauritanie n'a rien à rembourser. C'est Murphy Oil qui assume 100 % des pertes financières.

• Si du pétrole est découvert : Une fois qu'un gisement commercialisable est trouvé et commence à produire, la SMH commence à toucher sa part des bénéfices (10 %). C'est généralement à ce moment-là que Murphy Oil récupère l'argent qu'elle a avancé pour le compte de la SMH, en le prélevant directement sur la production de pétrole (ce qu'on appelle le « pétrole de coût »).

Il s'agit d'un accord classique dans l'industrie pétrolière : la multinationale apporte l'argent et le savoir-faire technique pour assumer le risque, tandis que l'État hôte s'assure une part des gains futurs sans avoir à s'endetter pour financer la phase d'exploration.

Les modalités financières détaillées des contrats Murphy Oil n’ont pas encore été rendues publiques : ni les taux de redevance, ni les clés de partage du profit oil, ni les engagements d’investissement ne sont connus à ce stade. Il est donc prématuré de conclure, à partir d’un pourcentage isolé ou d’une comparaison avec l’or, que l’État mauritanien serait systématiquement perdant. Un contrat pétrolier offshore et un contrat minier aurifère ne portent ni sur les mêmes risques, ni sur les mêmes coûts, ni sur les mêmes temporalités.

La comparaison entre or et pétrole est structurellement biaisée

Le secteur aurifère de Tasiast est entré en production en 2007, avec des réserves prouvées et probables estimées à 4,4 millions d’onces. Il s’agit d’une mine en exploitation, dont les paramètres fiscaux ont été renégociés en 2020. Les blocs C10 et Tiof, en revanche, entrent à peine en phase d’exploration après plusieurs années d’interruption des activités dans le bassin côtier. Comparer la fiscalité d’une mine mature à la structure d’un contrat d’exploration pétrolière revient à mettre sur le même plan deux étapes radicalement différentes du cycle extractif.

La vraie question : la transparence et le contrôle, pas les raccourcis chiffrés

Cela ne signifie pas que les contrats Murphy Oil doivent échapper à tout examen. La Mauritanie a publié l’ensemble des contrats pétroliers, gaziers et miniers signés depuis janvier 2021, et l’ITIE a relevé que l’exigence de transparence des contrats était « pleinement respectée » dans le pays. Les nouveaux accords devront être analysés à l’aune de ces standards : clés de partage, redevances, obligations d’investissement, contenu local, participation de l’État.

ABD