L’économie congolaise repose largement sur l’exploitation de ses ressources naturelles, notamment le pétrole qui représente 90% de ses exportations et 50% de ses revenus.
Avec une production de 339 000 b/j en 2019, le Congo, est le troisième producteur de pétrole en Afrique subsaharienne, derrière le Nigeria et l’Angola. Il est membre de l’OPEP. Total E&P Congo reste le premier opérateur avec une production de 200 000 b/j en 2019.
Le Congo-Brazzaville a été frappé de plein fouet par la chute des cours du pétrole en 2014. La vente de cargaisons de pétrole qui représentait 80% environ des recettes budgétaires du pays ne représente plus que 50% des recettes budgétaires dans la loi de finances 2021.
Alors que l’année 2019 a été une année record en termes de production avec 339 000 barils/jour, la production pétrolière se serait contractée en 2020 à 300 000 b/j en raison du déclin naturel des champs et la faiblesse des investissements. La loi de finances 2021 prévoit un niveau de production égal à 344 000 b/j.
Selon les opérateurs pétroliers, ce déclin s’expliquerait davantage par le gel du patrimoine pétrolier par les autorités congolaises que du manque d’huile. Le pays dispose en effet de réserves prouvées pour encore près d’un quart de siècle aux conditions actuelles d’opération.
La volatilité des prix du baril, au plus bas niveau au premier trimestre 2020, a également influé sur la décision des opérateurs de réduire leurs investissements, de même que les contraintes sanitaires liées à la Covid 19 qui ont pesé sur les activités du secteur d’un point de vue opérationnel.
L’introduction de nouvelles règles du jeu, parfois avec effet rétroactif, mais plus avantageuses pour l’Etat congolais, incitent peu parallèlement les opérateurs pétroliers à investir. Ces nouvelles règles se sont traduites notamment par la remise en cause du cadre fiscal, avec l’abrogation unilatérale en 2020, des conventions d’établissement dont bénéficiaient les opérateurs pétroliers.
La promulgation de décrets sur le « local content », ciblant outre la main d’œuvre, les cadres et cadres supérieurs dans la sous-traitance pétrolière, est aussi une contrainte spécifique. Les nouvelles exigences issues de la modification de la réglementation des changes de la BEAC, qui ont débouché sur un sursis jusqu’à fin 2021, ont par ailleurs durci l’environnement des affaires. Il s’agit notamment de l’obligation de rapatrier les devises issues des exportations d’hydrocarbures et de l’interdiction aux entreprises résidentes d’ouvrir un compte en devises dans la CEMAC ou hors de la CEMAC. Ajouté à cela, la taxe sur les transferts de fonds pèse sur l’environnement des entreprises.
Les relais de croissance de production des nouveaux champs, notamment en mer profonde, ne devraient pas apparaître avant 2030, en raison des nombreux reports des investissements du fait du contexte actuel peu favorable aux opérateurs et des délais nécessaires entre les forages d’exploration, la décision finale d’investissement et le démarrage de la production
