Le Gabon, à l’instar de ses voisins de la sous-région d’Afrique centrale, dispose d’opportunités gazières considérables. Le pays combine une base de ressources importante, un projet phare de GNL à Cap Lopez et un système électrique qui a besoin d’un approvisionnement plus fiable. Dans ce contexte, les investisseurs souhaitant entrer sur le marché et tirer parti de ces opportunités doivent naviguer dans un ensemble complexe de lois régissant les activités gazières, les parties prenantes concernées et les considérations fiscales.
1. Le cadre réglementaire pour l’amont pétrolier et gazier
Les activités gazières en amont sont principalement régies par le Code des hydrocarbures de 2019. La production, la commercialisation et le torchage sont réglementés par ce Code et supervisés par le ministère en charge des Hydrocarbures.
Le Code établit également des obligations spécifiques pour les opérateurs gaziers. L’article 118 impose un plan gazier décennal, tandis que l’article 125 interdit le torchage et l’évacuation du gaz, sous réserve d’autorisations limitées et de seuils propres à chaque champ fixés par l’autorité compétente. L’article 123 prévoit également que la commercialisation du gaz sur le marché intérieur suive un plan directeur établi par l’État.
Les projets de conversion du gaz en électricité doivent tenir compte d’un second cadre réglementaire. L’électricité est régie séparément par la loi sur l’électricité de 2023 (loi n° 012/2023). Les investisseurs développant des projets gaz-vers-électricité doivent donc prendre en compte les deux cadres : le Code des hydrocarbures pour l’approvisionnement en gaz et la loi sur l’électricité pour la production d’électricité et les activités connexes.
2. Entrée sur le marché de l’électricité : licences, investissement et restructuration de la SEEG
La loi sur l’électricité de 2023 modifie la structure juridique du marché de l’électricité au Gabon. L’article 36 libéralise entièrement la production, le transport, la distribution et la commercialisation, mettant fin en droit au monopole de la SEEG.
Deux voies d’entrée existent :
- Délégation de service public : elle comprend la concession, l’affermage, le contrat de gestion ou le partenariat public-privé (PPP). Elle est réservée aux entités gabonaises et autorisée par le ministre chargé de l’Énergie en vertu de l’article 62.
- Convention d’investissement direct : cette voie est ouverte aux investisseurs étrangers, mais limitée à la production et au transport ; elle est autorisée en vertu de l’article 21.
Aucune des deux voies ne dispose d’une procédure d’attribution détaillée et concurrentielle ; toutes deux orientent vers des accords négociés avec l’État.
La restructuration de la SEEG ajoute une autre considération pour les investisseurs. En juin 2026, le gouvernement a déposé des projets de loi visant à scinder la SEEG en deux entités successeures, La Gabonaise des Eaux et Électricité du Gabon, avec une scission prévue au 1er janvier 2027. Les décrets d’application de la loi de 2023 sont toujours en attente.
Tout contrat d’enlèvement ou d’accès au réseau signé avec la « SEEG » comme contrepartie devrait donc préciser quelle entité successeure héritera de l’obligation.
3. Conditions fiscales du gaz : ce que les investisseurs doivent prendre en compte
Les conditions fiscales du gaz sont plus favorables que celles du pétrole. Dans le cadre d’un contrat de partage de production (CPP), la part de production revenant à l’État est négociée dans des fourchettes d’environ 25 % pour le gaz conventionnel et 20 % pour l’offshore profond, contre 45 % et 40 % pour le pétrole. Le recouvrement des coûts peut atteindre 80 à 90 % pour le gaz, contre 70 à 75 % pour le pétrole.
L’impôt sur les sociétés est intégré à la part de l’État et payé en nature plutôt que prélevé séparément. Les CPP éligibles en eaux profondes bénéficient en outre d’exonérations d’impôt sur les sociétés et d’allégements sur les plus-values.
Toutefois, les investisseurs doivent distinguer les dispositions légales des conditions fiscales appliquées aux projets individuels. Le Code de 2019 fait référence à un régime fiscal gazier qui ne semble pas avoir été adopté séparément. Les conditions sont donc fixées CPP par CPP, dans les fourchettes légales, plutôt que selon un barème fiscal gazier publié.
Un projet gaz-vers-électricité ou midstream situé en dehors d’un CPP relève du régime fiscal ordinaire : 30 % d’impôt sur les sociétés, 35 % pour le pétrole et les mines, et 18 % de TVA, sauf s’il bénéficie du régime des zones économiques spéciales.
La participation de l’État constitue un autre facteur de la structure amont. La participation obligatoire de l’État dans les licences d’amont, détenue via Gabon Oil Company (GOC), est passée de 20 % à 10 % dans le cadre de la réforme du Code. Cela représente une participation obligatoire de l’État plus faible qu’auparavant.
Toutefois, GOC compense cette évolution en rachetant directement des actifs en production, notamment le portefeuille gabonais d’Assala Energy et les actifs de Tullow Oil. GOC devient ainsi de plus en plus une contrepartie commerciale, en plus de son rôle de bras de l’État.
4. Zones économiques spéciales et projets industriels liés au gaz
Les zones économiques spéciales offrent une voie d’investissement distincte et potentiellement plus avantageuse. Les ZES du Gabon, dont Nkok, offrent des exonérations pouvant aller jusqu’à 25 ans de l’impôt sur les sociétés, de la retenue à la source, de la TVA et des droits de douane à l’importation.
Pour un projet midstream ou d’utilisation industrielle du gaz rattaché à une ZES, ces incitations peuvent compter davantage que le régime fiscal des hydrocarbures lui-même.
5. Accès aux gazoducs : un droit de principe, mais encore peu détaillé
L’accès aux gazoducs reste un domaine où les investisseurs doivent distinguer le principe juridique de sa mise en œuvre. Le Code de 2019 introduit un droit d’accès des tiers au transport et au stockage du gaz, mais aucun tarif ni aucune procédure publiés n’ont été confirmés.
En attendant la publication d’une réglementation d’application, les investisseurs devraient considérer l’accès aux gazoducs comme un droit négocié, plutôt que de supposer qu’un régime d’accès pleinement opérationnel est déjà en place.
6. Liste de contrôle de diligence raisonnable pour les investisseurs
Avant d’engager des capitaux, les investisseurs devraient résoudre les questions suivantes :
- Quelle loi régit l’activité : le Code de 2019, le futur Code gazier, la loi sur l’électricité de 2023, ou plusieurs de ces textes ?
- Pour l’amont, où se situent les conditions du CPP par rapport aux fourchettes légales applicables au gaz ?
- Pour les projets gaz-vers-électricité, quelle voie de licence électrique s’applique, et correspond-elle à l’activité concernée ?
- Quel est le statut confirmé du Code gazier et des décrets d’application de la loi sur l’électricité ?
- Une incitation liée à une ZES ou à la charte des investissements est-elle plus avantageuse que le régime fiscal propre au secteur ?
- L’accès des tiers aux gazoducs est-il confirmé par écrit, ou seulement mentionné en principe ?
- Qui est la contrepartie payeuse et, après le 1er janvier 2027, s’agit-il toujours de la SEEG ou de l’une de ses entités successeures ? Quel mécanisme de sécurisation des paiements protège ces revenus ?
7. Ce que les investisseurs doivent considérer comme acquis et ce qui reste en attente
L’analyse de l’investissement exige de distinguer clairement les règles déjà en vigueur des réformes qui attendent encore leur mise en œuvre. Le Code de 2019 et la loi sur l’électricité de 2023 sont considérés comme les seuls textes actuellement en vigueur.
Les investisseurs doivent toutefois considérer le Code gazier, la scission de la SEEG et tout tarif d’accès aux gazoducs comme des réformes en attente à vérifier au moment de la signature, et non comme des hypothèses à intégrer dans un modèle financier.
Pour les investisseurs qui évaluent le marché gazier gabonais, l’opportunité est étroitement liée à la sécurité juridique et réglementaire. L’essentiel est de distinguer ce qui est déjà opérationnel en droit des réformes et mécanismes de marché qui doivent encore être confirmés avant de pouvoir servir de fondement fiable à une décision d’investissement.
