ÉTUDE SUR LE CONTENU LOCAL ET LES TRANSFERTS INFRANATIONAUX DANS LE SECTEUR DES INDUSTRIES EXTRACTIVES EN AFRIQUE DE L’OUEST

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Il s’analyse à l’appréciation du potentiel en ressources extractives et à la lecture du cadre institutionnel dans les trois pays concernés par la présente étude.
1.1. Le secteur extractif en Côte d’Ivoire, au Mali et au Niger
La Côte d’Ivoire, le Mali et le Niger disposent de ressources minières importantes. C’est en connaissance de cause que les pouvoirs publics dans ces Etats axent leurs politiques de développement sur la (re)dynamisation du secteur extractif en vue d’en faire un maillon essentiel de croissance économique4.
1.1.1. Le secteur extractif en Côte d’Ivoire
Il se compose du secteur minier et du secteur pétrolier.
 Le secteur minier ivoirien
Les ressources minières en Côte d’Ivoire sont constituées d’or5, de fer, de manganèse, de bauxite, de nickel, de cobalt, de diamant et de cuivre. Ces ressources sont certes importantes, mais ne font pas toutes l’objet d’exploitation massive. Seulement l’or et le manganèse sont industriellement exploités. En dépit de cette disparité le secteur minier ivoirien a connu un « dynamisme »6 notable ces dernières années. Il compte à ce jour 158 permis de recherche,12 permis d’exploitation, 04 mines d’or en production, 03 mines de manganèse, 2 projets de mine de fer, 1 programme de nickel, 168 demandes de permis, 63 sociétés minières opérant en Côte d’Ivoire, disséminées sur l’étendue du territoire, comme l’illustre la cartographie ci-après.

Cet élan de dynamisme a valu l’adoption d’un nouveau code minier en 2014. Aujourd’hui, il est indéniable que l’Industrie Minière Ivoirienne est un puissant facteur de développement économique et social car elle constitue le 4ème pilier après l’agriculture, les hydrocarbures et le port. L’on comprend aisément l’ambition des pouvoirs publics ivoiriens d’en faire le socle de l’économie nationale7. En conséquence la nouvelle orientation de la politique gouvernementale en la matière a donné lieu aux actions suivantes :

Nouvelle loi minière incitative ;
 Promotion du secteur minier en Côte d’Ivoire (séminaire de 1996) et à l’extérieur de la Côte d’Ivoire ;
 Nombreuses facilités offertes aux sociétés minières.
 Le secteur pétrolier ivoirien
Au niveau du secteur des hydrocarbures8, la côte d’Ivoire, dispose de ressources significatives au-dessus du potentiel malien et nigérien. Son territoire est couvert presque entièrement par des roches cristallines (96 à 98 % du territoire). Les roches sédimentaires ayant un intérêt pétrolier n’occupent que 2 à 4 % du territoire et sont localisées dans le bassin sédimentaire au Sud du pays. La Côte d’Ivoire compte deux (2) types de bassins sédimentaires.
 Le bassin sédimentaire terrestre sur la bordure côtière allant de Sassandra à la frontière ivoiro-ghanéenne, long d’environ 360 Km ; sa largeur augmente d’Ouest en Est et atteint 35 Km. L’épaisseur des sédiments est généralement faible.
 Le bassin sédimentaire en mer qui renferme une forte épaisseur de sédiment allant jusqu’à 10 000 mètres se développe sur un plateau continental restreint, large seulement de 25 à 30 Km. Le plateau continental, défini comme la partie ayant une faible profondeur d’eau allant jusqu’à 200 mètres, est l’endroit propice pour la recherche du pétrole compte tenu aujourd’hui des limites de la technologie et du coût élevé à extraire les hydrocarbures à de grandes profondeurs d’eau.
Les champs pétroliers ivoiriens sont situés dans le golfe de Guinée entre les frontières libérienne et ghanéenne, la zone offshore, s’étalant de la côte jusqu’à 150 km en mer, inclue les gisements à forts potentiels. Le secteur des hydrocarbures en Côte d’Ivoire a connu récemment un regain d’activité après avoir perdu du terrain lors la crise politique de 2011. La production de pétrole brut de l’année 2012 se chiffre à 10 770 318 barils, soit une production journalière moyenne de 29 427 barils/jour.
La production de pétrole était chiffrée officiellement en 2013 à 60. 000 barils/jour. Selon le porte-parole du gouvernement, à la fin du mois de septembre 2014, la production de pétrole se chiffrait à 19.000 barils/jour. Il explique cette chute de la production essentiellement par les arrêts de production du champ Baobab au premier trimestre 2014 et à la déplétion des champs ‘’Espoir, Lion et Panthère ». Les réserves de pétrole en Côte d’Ivoire sont estimées à 226 millions de barils et les réserves de gaz à plus de 1500 milliards de pieds cubes en fin d’année 2012. La Côte d’Ivoire exporte une grande partie de son pétrole brut vers l’Amérique du Nord, environ 61% en 2012, suivi par l’Europe à 29%, et l’Asie et l’Afrique avec 5% chacun. Le gaz est quant à lui exclusivement destiné à la consommation intérieure et principalement vendu à la société « Côte d’Ivoire Energie » pour la production de l’électricité.
En 2012, la Côte d’Ivoire comptait 24 permis de recherche et 4 permis d’exploitations dont la répartition géographique se présente comme suit :
 
Schéma 3 : REPARTITION DE L’
EXPLOITATION PETROLIFERE EN COTE D’IVOIRE
Source Direction Générale des Hydrocarbures
1.1.2. Le secteur extractif au Mali
Il se subdivise également en deux secteurs.
Le secteur minier malien
Pour le Mali l’on note de l’Or9, de l’Uranium (pour un potentiel de 5000 tonnes dans la Région de Faela, et 200 tonnes à Gao)10,du diamant (estimé à 30 diastèmes kimberlite dans les régions administratives de Kayes et Sikasso)11 et les pierres précieuses, le fer (plus de 2 millions de tonnes de potentielles réserves dans les zones de Djidian-Kenieba, Diamou et Bale)12, du manganèse et de la bauxite (estimé à 1,2 millions de tonnes dans les localités de Kita, Kenieba et Bafing- Makana)13 pour le Mali. Dans ce pays-ci sont exploités d’autres minerais dont des dépôts de roches calcaires, le cuivre,
 
 

2.1. La sous-traitance et l’achat local
Selon l’Article 11 alinéa 5 de la Directive de la CEDEAO, pour les opérations minières d’achat, de construction et de réalisation d’infrastructures, la priorité doit être accordée aux produits et matériaux d’un Etat membre ainsi qu’aux agences de prestation de services installés dans un Etat membre et appartenant aux citoyens ou entreprise privée et/ou publiques dudit Etat membre.
Cette disposition est reprise dans des termes quasi identiques par les différents codes miniers ivoirien (articles10 alinéa 2, 131, 133 et 134), malien (article 116) et nigérien (articles 20 et 102 du code pétrolier).
De façon générale, les constats qui s’imposent dans les trois pays sont les suivants : les achats sont essentiellement effectués avec des Petites et Moyennes Entreprises locales au sens de l’immatriculation au registre de commerce et du crédit mobilier du pays concerné. Pourtant, en réalité il s’agit de sociétés dont les capitaux sont majoritairement détenus par des actionnaires et associés étrangers. Généralement, ce sont de filiales des compagnies minières. Les PME exerçant dans le secteur extractif et dont les capitaux sont majoritairement détenus par des nationaux sont relativement rares. Celles-ci sont peu sollicitées et n’interviennent que dans des domaines limités : commissariat aux comptes, prestations de services, livraison d’hydrocarbures, etc. Ainsi en Côte d’Ivoire, les professionnels miniers estiment que 65% des marchés échappent aux entreprises locales. La Banque Mondiale, dans une étude en date du 26 juin 2014 affirme que la majorité (soit 2/3) des activités de sous-traitance propre au secteur extractif n’est pas exercée en Côte d’Ivoire. Le 1/3 restant est tenu par des entreprises appartenant soit entièrement à des non-nationaux, soit à la fois à des ivoiriens et à des étrangers (des nationaux aidés par des non-nationaux). Les raisons évoquées pour expliquer l’insuffisance du recours aux PME détenues par des nationaux sont essentiellement de deux ordres : d’une part, le manque de professionnalisme de celles-ci, et d’autre part, l’insuffisance et l’inadéquation de l’offre de services relativement aux besoins exprimés par les compagnies minières.
En fin de compte, si la prise en compte de la directive de la CEDEAO en matière d’achat local et de sous-traitance est effective dans les différents codes, en pratique cette prise en compte n’est pas réellement suivie d’effet.

2.2. La formation et le renforcement de capacités

La directive de la CEDEAO, en son article 11 al. 1 impose au titulaire de titre minier exerçant sur le territoire d’un Etat-membre, de soumettre aux autorités compétentes un programme détaillé pour la formation du personnel local auquel il doit se conformer. L’idée qui transparait de cette disposition est d’assurer un transfert de compétences et un renforcement des capacités au profit des cadres nationaux.

Bien que ce souci soit partagé par l’ensemble des pays, il n’est pas transcrit dans l’ordonnancement juridique de la même manière.

En effet, les codes miniers ivoirien, malien et nigérien intègrent la formation et le renforcement des capacités25. Il en va de même pour les textes régissant le pétrole.

Par contre, au Mali, en plus d’être une obligation légale, la formation est également une obligation contractuelle au regard de la convention type des sociétés minières. Tel est le cas de la Convention de la Mine de Morila dont l’article 19 stipule l’obligation de former des nationaux.

Par ailleurs, le code minier ivoirien va plus loin que la directive en étendant l’obligation de formation aux PME sous-traitantes.

Dans la pratique, il est généralement pourvu au financement de la formation dans les trois pays. Ainsi, au Niger, le code pétrolier prévoit, en son article 127, une contribution annuelle à la formation des agents du Ministère chargé des Hydrocarbures, due par le titulaire, y compris les co-titulaires pris conjointement26.

En Côte d’Ivoire, le code minier, en son article 135, impose la mise en place d’un fonds dit de formation minière, financé par la société minière (article 140 du décret d’application dudit code). Ce fonds est destiné au financement de la formation des ingénieurs miniers et géologues ivoiriens. Cette contribution financière annuelle destinée à l’alimentation du fonds est fixée à (25.000.000F.CFA) par an27.

3.1. Les transferts aux collectivités
Selon l’article 8 alinéa 5 de la directive, « Les Etats membres sont tenus de mettre en place un système qui assure une répartition plus équitable des revenus générés par activité minière et d’assurer la distribution effective et le transfert aux communautés locales d’une partie de ces revenus miniers ».
S’il paraît évident que les collectivités affectées par l’exploitation minière puissent tirer parti de cette exploitation, les législations n’en définissent pas pour autant des modalités unanimes pour y parvenir.
Au Mali, c’est le code général des impôts qui traite de la question à travers l’article 7 de la loi n°2011-36 du 15 juillet 2011 relative aux ressources fiscales des communes.
Cette loi prévoit des parts de recettes fiscales au profit des collectivités territoriales. Il s’agit essentiellement de la patente (60% Commune ; 25% Cercle ; 15% Région) et de la taxe sur la voirie affectée à la commune abritant la mine. Toutefois, dans la pratique, le recouvrement de ces taxes pose un réel problème de traçabilité qui ne permet d’évaluer avec exactitude, le montant des prélèvements reversés aux collectivités locales. De même, les mesures de compensation des pertes ne sont pas toujours respectées.
Le Mali partage avec le Niger, le principe de reverser directement une part des recettes fiscales aux collectivités territoriales. Mais les deux politiques se distinguent quant aux modalités de mise en oeuvre.
Ainsi au Niger, outre les taxes et impôts payés par les compagnies à l’Etat, les principaux transferts infranationaux sont :

– Les 15% de redevance minière31 ou pétrolière32 rétrocédée par l’Etat aux collectivités territoriales de la région concernée par l’opération minière ou pétrolière ;

– Les fonds de développement (500 millions par an) ouverts par COMINAK et SOMAÏR au profit du développement des cinq communes du département d’Arlit ;

– Les taxes spécifiques directement payées aux collectivités territoriales par les compagnies extractives ou leurs sous-traitants.

Les modalités de répartition des recettes minières et pétrolière précisent que le montant rétrocédé est « affecté au financement des actions de développement des Communes concernées dans les proportions suivantes :

 90% des fonds pour les investissements ;

 5% des fonds sont réservés aux dépenses de fonctionnement et

 5% des fonds sont versés aux services techniques de l’Etat qui assurent le suivi-évaluation et des appuis techniques aux communes ».

Malheureusement, la situation du Niger s’apparente à celle du Mali en ce concerne la traçabilité des transferts. En effet, il est particulièrement difficile d’évaluer la part globale des ressources transférées aux collectivités locales.

La situation en Côte d’Ivoire est complètement différente. Bien que la Directive de la CEDEAO prévoie de transférer aux populations locales une partie des revenus générés par l’exploitation des ressources minérales, la législation ivoirienne ne reconduit pas systématiquement cette disposition. Ainsi, en vertu des principes d’universalité et ’d’unicité de trésorerie qui caractérisent les finances publiques ivoiriennes, toutes les ressources, quelle qu’en soit l’origine, sont déposées au Trésor public et sont affectées à l’ensemble des dépenses prévues au budget. La loi de finances prévoit qu’une partie de ces ressources (un peu plus d’1%) soit reversée aux collectivités territoriales. Ce qui ne permet pas d’identifier les transferts infranationaux en matière d’industries extractives.

3.2. Les paiements au titre d’indemnisation

RAPPORT REGIONAL 35

– Soit les dédommagements sont inexistants : c’est le cas de préjudices passés sous silence, parce que non exprimés de façon adéquate ou minimisés, ou le sont par défaut de transmission d’informations relatives au vécu des populations ;

– soit tardifs et s’étalent sur plusieurs années après la réalisation de l’incident (alors que la directive recommande une indemnisation rapide) ;

– soit inadéquats, car le montant ne correspond pas au préjudice subi. C’est le cas du dédommagement des cultures de rentes dont les productions assurent le quotidien de son propriétaire toute sa vie. En fait, dans ce cas précis, l’indemnisation ne se conforme pas aux dispositions prévues par le décret portant application du code minier.

Au Niger, la pratique donne à constater que l’indemnisation est effective mais à des taux jugés insuffisants. Aussi donne-t-elle régulièrement lieu à des contestations.

3.3. Les paiements au titre de la réhabilitation après mine

L’article 6 alinéa 4 de la directive fait obligation au titulaire de titre minier d’élaborer un plan de réhabilitation et de fermeture des sites miniers et un plan pour l’après-mine.

Selon l’alinéa 7 dudit article : « Les Etats membres doivent mettre en place un fonds pour la réhabilitation environnementale. »

Au Mali cette disposition trouve un écho à travers les articles 154 à 158 du code minier qui traitent de la fermeture de la mine et des conséquences y liées.

En pratique, il existe un fonds alimenté par la mine et géré par un comité composé de la Société minière et de l’Etat.

En Côte d’ivoire, plusieurs dispositions, aussi bien du code minier (article 144) que du code pétrolier (article 54) et du code des hydrocarbures (article 18) traitent de la question.

Ainsi, l’article 144 impose, dès le début des opérations, l’ouverture d’un compte séquestre en vue de couvrir les coûts relatifs au plan de réhabilitation du site à la fermeture de la mine. Ce compte séquestre est alimenté par la société minière. Selon l’article 151 du décret d’application du code susmentionné, les montants à transférer sur le compte séquestre sont déterminés par l’étude d’impact environnemental et social à laquelle l’entreprise minière est astreinte. Ces montants figurent également dans certaines conventions minières. Ainsi, pour connaître le montant du compte séquestre, il faut se référer à l’EIES et aux conventions minières.

Aux termes de l’article 54 du Code pétrolier et de l’article 18 nouveau de l’ordonnance portant modification du code pétrolier, la contribution au fonds séquestre constitue une obligation du titulaire de titre. C’est ce qui justifie son insertion dans les contrats pétroliers comme prévu à l’article 18 nouveau susmentionné.