Resources Naturelles du Bas congo et sa gestion ( part 5)

SITUATION ACTUELLE ET PERSPECTIVES D’AVENIR DE L’EXPLORATION-PRODUCTION DES HYDROCARBURES DANS LA REGION COTIERE DU BAS-CONGO, EN RDC Quelle est la situation de l’exploration-production des hydrocarbures qui prévaut actuellement dans la région côtière depuis près de trois décennies d’exploitation ? Quelles sont alors les perspectives d’avenir ? Tel est le sous-thème de notre exposé de ce jour. Nous nous permettons de vous dire enfin que ce travail, ayant été conçu et fait des mains d’hommes, n’échappe pas à la règle de l’imperfection et, dans une attitude de profonde reconnaissance, nous acceptons à l’avance de prendre toute la responsabilité. 1. PRESENTATION DE LA REGION COTIERE DU BAS-CONGO. 1.1.Cadre physique La région côtière du Bas-Congo, qui fait l’objet de notre exposé, fait partie du Bassin inférieur du Congo englobant l’Angola au Sud et la République du Congo/Brazza au Nord. Avec une superficie totale de 6 000 Km2 dont 1012 Km2 en Offshore (en mer), et 4 998 Km2 en Onshore (à terre), la région côtière du Bas-Congo se situe dans la partie occidentale du District du Bas-Fleuve, plus exactement entre les latitudes 4° et 6° Sud et les longitudes 12° et 13° Est. Elle s’étend sur près de 100 Km2 de long et de 20 à 75 Km2 de large, à partir de l’Enclave Angolaise de Cabinda, au Nord-Ouest du District du Bas-Fleuve jusqu’au Fleuve Congo au Sud, et se poursuit en Angola. Le District du Bas-Fleuve est délimité au Nord par la République du Congo/Brazza, au Sud par le Fleuve Congo, à l’Est par le District des Cataractes et à l’Ouest par l’Enclave Angolaise de Cabinda et l’Océan Atlantique. 1.2.Cadre géomorphologique La région côtière du Bas-Congo constitue, dans son ensemble, une plaine penchée vers l’Océan Atlantique, avec des côtes allant de 200 à 250 m dans sa partie Nord-Est, notamment dans la Collectivité de Tsanga-Nord et, à des cotes plus basses sur le littoral atlantique. Elle se subdivise en deux parties, à savoir, la partie orientale et celle occidentale, dont la limite passe dans la direction Nord-Ouest, un peu plus à l’Ouest de Boma. 1.3.Cadre géologique La région côtière du Bas-Congo, dont l’architecture est apparentée à celle des autres bassins côtiers reparties le long de la côte Ouest-Africaine, de l’Angola au Cameroun, est constituée des formations géologiques (roches) d’âge allant du Jurassique Terminal au Quaternaire. La partie orientale de la région côtière du Bas-Congo voit affleurer le socle cristallin, représenté par une série des roches métamorphiques, éruptives et sédimentaires plissées et, souvent, entrecoupées par des failles. La partie occidentale, par contre, est formée des roches sédimentaires avec un pendage général de direction Ouest-Sud vers l’Océan Atlantique. 1.4.Potentialités pétrolières Du point de vue de l’échelle stratigraphique des formations géologiques, la région côtière du Bas-Congo est caractérisée par deux ensembles majeurs, pré et post-salifères, séparés par d’importants dépôts d’âge Aptien (300-600 m d’épaisseur), appelés localement sel de Loeme. Chacun de ces deux ensembles stratigraphiques majeurs a une histoire et un style structural bien distincts : 1.4.1. Ensemble pré-salifère L’ensemble prè-salifère est constitué des sédiments d’origine essentiellement lacustre, sans influence marine. Il précède l’ouverture océanique Sud atlantique et va, du Jurassique terminal à l’Aptien. Il comprend, de bas en haut, les formations géologiques ci-après, appelées localement : 6. Chela : grès argileux, au sommet de l’ensemble ; 5. Tshibota : sable mal datés ; 4. Toca : carbonate ; 3. Bucomazi : argile et grès fins organiques ; 2 Lucula : grès arkosique (affleurement visible à Manterne) ; 1. Nzenze : arkose à grains grossiers, discordant sur le socle métamorphique 1.4.2. Ensemble post-salifère Ensemble post-salifère est constitué des dépôts de sel et des formations géologiques marines peu ou pas plissées. Il est marquée par l’ouverture de l’Océan Atlantique et va, de l’Aptien au Quaternaire. Il comprend, de bas en haut, les formations géologiques ci-après, appelées localement : 3. Un manteau des formations géologiques d’origine marine et continentale (Kinkasi, Liawenda, Iabe Crétacé, Iabe Tertiaire, Malembo et Cirques) ; 2. Vermelha/Pinda : grès rouge et plus à l’Ouest, il évolue en série marine à dominance carbonatée ; 1. Mavuma : dolomie et calmcaire dolomitique 1.4.3. Existence des hydrocarbures L’existence des hydrocarbures dans les formations géologiques de ces deux ensembles stratigraphiques majeurs est étroitement liée, d’une part, à la présence des roches mères, roches réservoirs et roches couvertures et, d’autre part, à la mise en place des mécanismes de migration, d’accumulation et de piégeage des hydrocarbures.  Roches mères : Bucomazi : roche mère dans l’ensemble près-salifère, qui est la source de toutes les huiles et gaz qui sont exploités dans la région côtière du Bas-Congo. Iabe Crétacé et Malembo : roches mères dans le post-salifère qui, malheureusement, non atteint le degré de maturation pour générer les huiles matures.  Roches réservoirs : Ensemble prè-salifère : 5. Chela : réservoir le plus déployé, mais ne produit pas d’huile. Il parait avoir été un passage de migration pour l’huile générée dans la formation Bucomazi vers les réservoirs post-salifère, par l’intermédiaire des trous présent dans les dépôts de sel Loeme ; 4. Tcibota : bon réservoir, surtout dans sa partie inférieure ; 3. Toca : mauvais réservoir en RDC, mais un des bons réservoirs principaux au Cabinda ; 2. Lucula : réservoir important ; 1. Nzenze : mauvais réservoir car, il ne présente pas d’accumulation des hydrocarbures par manque de barrage latéral. Ensemble post-salifère : 5. Liawenda : bon réservoir, producteur en Onshore, mais à faible perméabilité dans la partie Nord ; 4. kinkasi : bon réservoir, producteur en Onshore ; 3. Vermelha : bon réservoir, producteur en Onshore ; 2. Pinda : bon réservoir, producteur en Offshore ; 1. Mavuma : assez bon réservoir NB : Contrairement à une croyance très répandue, une roche réservoir n’est pas un immense lac souterrain. Il s’agit plutôt d’une roche, apparemment solide, qui révèle à l’examen microscopique des myriades d’orifices minuscules appelés pores dans lesquels, les hydrocarbures s’accumulent lorsqu’ils se buttent à des couches de sédiments imperméables.  Roches couvertures : Ensemble prè-salifère : formations Toca et sel Loeme ; Ensemble post-salifère : toutes les formations géologiques d’âge Crétacé et Tertiaire.  Mécanismes de migration des hydrocarbures : Les hydrocarbures ont migré verticalement de bas en haut, du prè vers le post-salifère, en empruntant les cicatrices et les failles. Ils ont aussi migré latéralement par les réservoirs les plus perméables, notamment celui de Chela, dont on dit qu’il aurait joué le rôle de pipe-line aux hydrocarbures qui se sont échappés vers la surface pour former des bitumes (asphaltes).  Piégeage des hydrocarbures : Dans l’ensemble prè-salifère, c’est la tectonique du socle cristallin qui a fragmenté les bassins en horst et grabbens et généré des failles et panneaux antithétiques et synthétiques. Les hydrocarbures ont donc été piégés dans les structures tectoniques ainsi formées (anticlinal, fermeture contre failles, panneaux faillés etc.). Par contre, dans l’ensemble post-salifère, c’est la tectonique liée à l’halocinèse qui est à l’origine de la formation des pièges dont le style dominant est structural (anticlinaux sur dômes de sel, pièges sur structures intermédiaires, flancs de dômes, pièges mixtes) 2. HISTORIQUE ET RESULTATS DES TRAVAUX ANTERIEURS La première prospection pétrolière dans la région côtière du Bas-Congo a débuté bien avant les années 40 avec les travaux effectués par la Forminière sous la direction du géologue Hoffman. Ces travaux furent perturbés et brusquement arrêtés par la grande guerre de 1940-1945.Ce n’est qu’en 1950 que le même géologue Hoffman avait réuni tout un faisceau d’observations propices à la découverte des hydrocarbures dans la région côtière 2.1. En Offshore (en mer)  En 1950, début des travaux de prospection-pétrolière effectués par la Forminière sous la direction du géologue Hoffman ;  En 1956, une Concession exclusive est accordée à deux sociétés, la Congo Gulf Oil Company (une filiale de la Gulf Oil Corporation) et la Société du Littoral Congolais (SOLICO : une filiale de Cométra Oil Company) aux termes de la première Convention signée le 23 juin 1959 ;  En 1960, début des travaux actifs d’exploration des hydrocarbures avec des méthodes géologiques, géophysiques et géochimiques ;  En 1969, signature de la seconde Convention régissant l’exploration-production des hydrocarbures pour une durée de 30 ans ;  En 1970, premier forage du puits GCO-1X, dans le champ GCO. 2.2. En Onshore (à terre)  En 1950, début des travaux de prospection-pétrolière effectués par la Forminière sous la direction du géologue Hoffman ;  En 1956, une Concession est octroyée à la société Congolaise de Recherche et d’Exploitation (SOCOREP), du groupe PETROFINA, aux termes de la première signée le 11juin 1959 ;  En 1963, premier forage du puits LINDU-1 qui démontra, pour la première fois, la présence des hydrocarbures dans la région côtière ;  En 1969, signature de la seconde Convention régissant l’exploration-production des hydrocarbures pour une durée de 30 ans. 2.3. Réserves pétrolières Les réserves pétrolières en Offshore et Onshore de la région côtière, évaluées en 2000 par les sociétés pétrolières productrices, sont illustrées dans l’Annexe 3. 3. PRODUCTION PETROLIERE (1975-2005) La production pétrolière a commencé modestement à partir de 1975 en Offshore avec ses premiers 25.498 barils. Par contre, en Onshore, la première production a débuté, de manière significative, en 1980 avec ses premiers 6,5 millions de barils. La RDC a culminé en 1985 vers 12,2 millions de barils, soit une moyenne de 33 403 barils par jour, qui plaçaient notre pays dans le concert des nations productrices de pétrole en Afrique Centrale 4. SITUATION ACTUELLE Après trois décennies d’activités, la situation actuelle de l’exploration-production des hydrocarbures dans la région côtière du Bas-Congo, est principalement marquée par les faits saillants ci-après qui, aujourd’hui, doivent interpeller le Gouvernement : 4.1. Déclin de la production pétrolière « Tout champ pétrolier et tout puits de forage de pétrole, accusent toujours un déclin naturel dans leur production à partir du jour où ils ont été mis en production ». Ainsi, dès 1986, des signes de déclin de la production, par l’épuisement naturel de la plupart des champs pétroliers actuellement en exploitation, ont été observés après avoir atteint une production plafond de 1, 2 millions de barils en 1985, soit une moyenne de 33 403 barils par jour. Cette tendance baissière s’est poursuivie jusqu’en 2005, en dépit de la reprise timide de la production à la hausse en Onshore à partir de 2004 . Or, depuis 1998, les sociétés pétrolières productrices avaient annoncé l’exécution d’un vaste programme de développement de leurs champs pétroliers producteurs. Des investissements respectifs, d’une part, de 500 millions de $US avaient été promis en Offshore visant une production stabilisée à 45 000 barils par jour, avec de pointes de 55 000 barils par jour et, d’autre part, de 100 millions de $US en Onshore visant une production stabilisée à 15 000 barils par jour. Malheureusement, nous assistons à une stagnation de la production qui oscille entre 15 300 et 18 400 barils par jour en Offshore, et entre 7 800 et 9 200 barils par jour en Onshore. 4.2. Absence du Code des Hydrocarbures Il échet de reconnaître que l’absence, dans le pays, d’un cadre juridique contraignant et d’un contrôle rigoureux, laisse toute la latitude aux sociétés pétrolières productrices, d’opérer dans ce domaine au gré de leurs intérêts commerciaux au lieu de rechercher les impératifs de croissance socio-économique du pays. Le domaine pétrolier a toujours été régi par un Code des Hydrocarbures qui évolue dans le temps. C’est pourquoi, dans un monde comme celui du pétrole où les conditions économiques changent très vite, nous estimons que l’Ordonance-loi n°81-013 du 02 avril 1981 portant législation générale sur les mines et les hydrocarbures, le seul texte de base qui réglemente actuellement les activités d’exploration-production dans le pays, doit absolument s’adapter aujourd’hui aux réalités juridiques, administratives, techniques et économiques du secteur pétrolier. 4.3. Valorisation optimale de gaz dissous L’Annexe 5a énumère les utilisations économiques actuelles d’importantes quantités de ces gaz dissous ou sous forme de gaz-cap. Mais, au-delà de ces utilisations nous croyons que d’autres pourraient être encore envisagées dans le cadre, notamment du développement de l’industrie agro-alimentaire (engrais, protéines) et de la production de l’énergie (bonbonne à gaz, électricité), (Annexe 5b). 4.4. Insuffisance des recettes pétrolières Il est hautement significatif d’aligner le profil de la production pétrolière avec sa valorisation à l’exportation au regard du coût unitaire de production et de la répartition des revenus entre parties prenantes. C’est ainsi qu’en 2006, les sociétés pétrolières productrices ont réalisé 72,6 milliards de FC sur un montant total de 487,1 milliards de FC de recettes réalisées au profit du Trésor, soit 14,9% seulement alors que, depuis le début de l’année 2004, les cours pétroliers ont flambé sur le marché mondial. De même, il est assez curieux de constater que les pouvoirs publics sont absents du cycle de formation de ces recettes générées par la production pétrolière. Les prix réels d’exportation de notre pétrole brut ne sont ni connus, ni expertisés et ni actualisés et le rythme de production pétrolière et la maîtrise du marché mondial du pétrole, surtout le volet prix pratiqués et fixés à l’exportation, sont l’apanage de ces sociétés. Comment peut-on comprendre que le coût unitaire moyen de production en Offshore soit de 7,7 $US le baril en RDC ; alors qu’au Cabinda, il n’est que de 4 $US le baril ? En Onshore, ce coût est de 5,42 $US le baril en RDC ; tandis qu’au Cabinda, il est de 3 $US le baril ? Par ailleurs, il importe de souligner que le mode contractuel d’établissement du niveau de la royalty due à l’Etat s’avère inapproprié et anachronique au plan commercial. En effet, cette royalty, payée à l’Etat, est calculée à la tête du puits et non au point d’exportation, à l’instar de la majorité des pays producteurs. Ce qui entraîne, pour l’Etat, un manque à gagner de plusieurs millions de $US pour chaque exercice. Voilà pourquoi, nous avons toujours considéré, à juste titre, l’industrie pétrolière comme un système mondial dont le développement est manipulé et décidé par les compagnies pétrolières multinationales directement ou à travers leurs filiales interposées opérant dans la plupart de nos pays. 4.5. Commercialisation de la part de pétrole brut revenant à l’Etat A la suite de la gestion moins maîtrisée du domaine commercial pétrolier, par l’Etat et par les compétences nationales, la part de pétrole brut revenant à l’Etat est encore commercialisée par les sociétés pétrolières opératrices moyennant une rétribution. Il semble même que les prix de vente effectifs de notre pétrole brut par ces sociétés sur le marché pétrolier international sont inférieurs à la valeur marchande réelle par rapport au brent, brut de référence (à vérifier). Nous suggérons, en vue de remédier à une telle situation préjudiciable à la Nation, et afin d’assurer efficacement la commercialisation de la part de ce pétrole brut revenant à l’Etat, que le Gouvernement autorise la COHYDRO à créer sa filiale, à l’instar de la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) qui a créé une filiale, SNPC UK, détenue à 100% par elle, de droit anglais et basée à Londres. Cette filiale a entre autres missions :  l’analyse des marchés pétroliers  la recherche des clients ;  les relations avec les banques. 4.6. Non respect des normes pour la protection de l’environnement Pour l’industrie pétrolière, protéger l’environnement a toujours été une préoccupation majeure. En effet, l’exploitation du pétrole implique des opérations de grande envergure qui entraînent à la fois, la pollution de l’air, du sol et des eaux. En effet, les impacts néfastes des activités d’exploration-production des hydrocarbures, se manifestent entre autres par :  les pollutions non contrôlées des eaux, de sol et de l’air ;  la destruction des écosystèmes ;  la défiguration du paysage naturel ;  le déplacement des villages et des populations autochtones et locales;  la détérioration de la santé. Ainsi, cet état des choses a, depuis trois décennies, fortement pénalisé les populations autochtones et locales qui ont eu à subir, en silence, ces effets pervers dus à l’exploitation pétrolière dans la région. En l’absence pour le moment, d’un Code sur l’Environnement, les sociétés pétrolières productrices se sentent confortées dans leur attitude négativiste de consacrer un temps et de dépenser de l’argent à la recherche de solutions énergétiques afin de réduire ces effets pervers dus à leurs travaux d’exploitation pétrolière. 5. PERSPECTIVES D’AVENIR Les perspectives d’avenir de l’exploration-production des hydrocarbures dans la région côtière existent, mais largement tributaires en général de l’état de l’économie du pays, malheureusement en récession depuis plus d’une décennie ainsi que de la situation d’insécurité qui règne dans le pays. Cependant, dans son rapport final sur l’estimation de réserves du bassin côtier, la firme anglaise Gaffney, Cline and Associates (GCA), a estimé que pour contrôler et freiner le déclin de la production pétrolière et, éventuellement, renverser la tendance, les sociétés pétrolières productrices devront procéder aux nouveaux investissements pour, d’une part, découvrir de gisements pétroliers mineurs dans des zones à accès plus difficile et, d’autre part, agir dans le sens de promouvoir les principales actions ci-après : 5.1. L’optimisation de la conduite de production pétrolière sur les principaux champs pétroliers actuellement en exploitation Nonobstant les limites de sa production pétrolière, la RDC, notre pays, devra apporter son soutien actif à toutes les actions des sociétés pétrolières productrices qui visent l’optimisation de leur production. En Onshore par exemple, l’utilisation continue de l’investissement de 100 millions de $US promis depuis 1998 produit de résultats positifs. En effet, grâce au développement du champ Liawenda, à l’intensification de la production assistée, à l’exécution des travaux des perforations additives et acidifications (pour stimuler les réservoirs à produire davantage) et à la convertion des systèmes d’activation des puits, les moyennes journalières de productions connaissent une tendance à la hausse : 7 877 barils par jour en 2003, 9 262 barils par jour en 2004 et 9 102 barils par jour en 2005. Par contre, en Offshore, l’investissement de 500 millions de $US promis depuis 1998, n’ayant pas encore débuté, les moyennes journalières de production connaissent une tendance baissière : 18 405 barils par jour en 2004 et 15 325 barils par jour en 2005. Cette situation est due suite, notamment au manque de forage de nouveaux puits, au vieillissement des puits de production et à la non disponibilité actuelle des Rig de forage. Ainsi donc, les sociétés pétrolières productrices devraient focaliser leurs actions sur les principaux champs pétroliers actuellement en exploitation et envisager davantage l’utilisation des procédés techniques efficaces pour stimuler et intensifier la production assistée des réservoirs producteurs. Nous espérons que l’exécution (déjà annoncée) en Onshore, de forage des puits déviés, avec pour objet, la production en commun des réservoirs Turonien et Cénomanien à l’aide de drains horizontaux, a déjà été concrétisée pour produire davantage. 5.2. La relance de l’exploration sur des nouveaux prospects sur des thèmes classiques connus Tout en estimant que notre pays a plus à gagner dans l’optimisation de la conduite de la production que dans la relance de l’exploration, GCA recommande cependant de conduire les principales actions d’exploration suivantes : 5.2.1. Dans le domaine Onshore (à terre)  exécution d’au moins un forage à objectif Vermelha sur chacune des structures Nord-Tschiende/Nsiabata et Tende ;  exécution d’au moins un forage à objectif Lucula sur chacune des structures favorables délimitées au Nord et à l’Ouest de Tschiende ;  exécution d’au moins un forage à objectif Iabé inférieur sur chacune des structures de Banana et Kitona ;  évaluation plus précise du potentiel Mavuma. 5.2.2. Dans le domaine Offshore (à mer)  exécution d’un forage à objectif Pinda sur la structure localisée au Nord-Ouest de Banana ;  exécution de un ou plusieurs forages à objectif Lucula sur les structures du substratum repérées en Offshore ;  approfondissement au Lucula de tout puits foré sur la structure de Lukami ;  évaluation du prospect Tertiaire inférieur dans l’Offshore profond. 5.3. La recherche des nouveauxxploration thèmes d’e Pour la GCA, la seule solution à recommander pour renverser la tendance au déclin de la production pétrolière de la région côtière, est d’orienter l’exploration vers de nouveaux thèmes, principalement stratigraphiques, totalement indépendants des structures salifères. Bien qu’il serait difficile d’amener les sociétés pétrolières productrices à miser sur ces thèmes, le risque d’exploration apparaissant beaucoup trop élevé, mais GCA suggère que ces thèmes stratigraphiques sont à prospecter principalement dans le prè-salifère et accessoirement dans le post-salifère (Crétacé Supérieur-Tertiaire) . Le type de piégeage escompté est stratigraphique, souvent beaucoup plus performant, bien qu’il soit difficile à prospecter que le piège structural. 5.4. La relance de l’exploration-production dans les six blocs des Rendus Onshore et l’exploitation des sables et calcaires asphaltiques Les six blocs ont été ouverts aux investisseurs et, aujourd’hui, ils sont attribués à plusieurs sociétés pétrolières étrangères qui ont justifié leurs capacités techniques et financières, en association avec la COHYDRO . Pour ce faire, la COHYDRO devra participer étroitement à l’exécution des Programmes d’Actions que les sociétés pétrolières productrices auront à arrêter lors de leurs réunions des Comités d’opérations. A son tour, l’Etat Congolais devra, par l’entremise de la COHYDRO, participer au processus décisionnel de la production pétrolière et contrôler la réalité de coûts opératoires dont dépend le net imposable. 5.5. L’exploration-production commune « COHYDRO-SONANGOL » du Couloir maritime (Offshore profond) La situation actuelle de délimitation des frontières maritimes entre la RDC et l’Angola, se caractérise par un « vide juridique ». 5.5.1. Problématique La problématique de cette situation est que la RDC est un Etat côtier qui partage ses frontières maritimes avec l’Angola tant au Nord qu’au Sud de la côte. Au Nord où la frontière terrestre est partagée avec la province angolaise de Cabinda, il existe la borne D, implantée sur la plage de l’Océan Atlantique à partir de laquelle la frontière maritime Nord a été tracée d’une manière informelle. Néanmoins, cette frontière respecte les normes requises qui se basent sur les principes définis par la Convention de Nations Unies sur le droit de mer. Au Sud, par contre, la frontière terrestre entre la RDC et l’Angola est constituée par le fleuve Congo. Il est à noter que cette frontière naturelle est mouvante, à partir de l’Ile Makanza jusqu’à l’embouchure. Ainsi, contrairement à la frontière Nord, le point de repère devant permettre de tracer la frontière Sud, n’existe pas formellement. 5.5.2. Conséquences économiques Les conséquences économiques pour la RDC sont que, avec une côte large de 42 Km partant de la borne D, au Nord jusqu’au niveau de talweg, à la frontière Sud, notre pays n’exerce ses droits maritimes que sur un cloison triangulaire de 1012 Km2, correspondant à la superficie actuelle de la Concession Offshore, exploitée par le groupe PERENCO. Cette situation prive la RDC d’importantes ressources pétrolières, minérales et halieutiques dans les espaces maritimes devant lui revenir de droit conformément aux dispositions de la Convention des Nations Unies sur le droit de mer. 5.5.3. Convention des Nations Unies sur le droit de mer La Convention des Nations Unies sur le droit de mer, dite Convention de MONTERGOBAY du 10 décembre 1982, attribue à tout Etat côtier le droit de disposer des espaces maritimes sous sa juridiction nationale :  eaux intérieures, situées en deçà de la ligne de base de la mer territoriale ;  mer territoriale qui va jusqu’à 12 miles marins à partir de ligne de base ;  zone économique exclusive jusqu’à 200 miles marins ;  plateau continental jusqu’à 200 ou 350 miles marins. 5.5.4. Exploitation de la Zone d’Intérêts Communs (ZIC) L’Angola, consciente de la situation de fait que connaît la RDC dans ce bassin, est disponible et ouverte aux négociations. Ainsi des orientations politiques ont été données, depuis 2000, aux deux Gouvernements en vu de régler à l’amiable ce dossier dans l’Offshore profond. A la rencontre de Luanda en mars 2003, les deux parties ont envisagé une solution économique provisoire en attendant la conclusion de tracés définitifs. Il s’agira de l’exploitation commune des ressources pétrolières et gazières suivant les termes à convenir. Ainsi, actuellement, cette Zone d’Intérêts communs est attribuée aux sociétés NESSERGY Ltd et TOLLOW Oil en association avec les deux sociétés pétrolières nationales, COHYDRO (pour la RDC) et SONANGOL (pour l’Angola), appelées à y jouer un rôle plus important. Les perspectives de développement de ladite zone feront alors l’objet des études plus approfondies, qui conduiront à des stratégies de développement immédiat et futur en ce qui concerne l’estimation des réserves d’huile. 6. CREATION D’EMPLOIS ET LUTTE CONTRE LA PAUVRETE « L’Afrique Centrale est une région bénie de Dieu de par la richesse de son sol et sous-sol. Malheureusement, cette richesse contraste avec l’extrême pauvreté de nos pays qui occupent les derniers rangs sur l’échelle mondiale de la pauvreté ». Déclaration des Evêques d’Afrique Centrale, juillet 2002. Par ailleurs, une étude de FMI sur l’émergence du Golfe de Guinée dans l’économie mondiale est imait que, entre 2002 et 2019, les pays producteurs de pétrole de l’Afrique généreront 350 milliards de $US de revenus ; et encore, ces projections ont été faites sur base d’un baril à 25 $US, alors qu’aujourd’hui, ce baril est arrivé à près de 78 $US depuis juillet 2007. Combien ont rapporté à l’Etat Congolais, à la population du Bas-Congo et à tout ressortissant du Bas-Fleuve, Boma et Muanda, ces centaines de millions de barils de pétrole brut produits et entièrement destinés à l’exportation ? De maniere générale, l’impact positif que les populations locales attendent d’une entreprise qui s’installe chez elles, est d’abord d’ordre social, c’est-à-dire l’amélioration de leur vécu quotidien L’entreprise a ainsi l’opportunité d’améliorer son image auprès de ces populations locales et, par conséquent, créer les conditions de base pour une coexistence pacifique. C’est fondamental ! Ainsi donc, les sociétés pétrolières productrices consentiront leurs efforts pour la prise en compte du volet social au profit d’abord de la province et en suite, des entités locales concernées par leurs activités. Au-delà de ces efforts à fournir, les sociétés pétrolières productrices doivent aussi manifester davantage leur volonté d’innovation et de créativité, avec un aspect significatif au développement de certains secteurs vitaux de l’économie des populations locales ; tels l’agriculture, l’élevage, la pêche, l’éducation, la santé ainsi que les infrastructures de transport et voies de communication. En définitive, la nouvelle configuration de la région côtière du Bas-Congo, telle qu’elle vient d’être décrite, augure, sans nul doute, des bonnes perspectives d’avenir pour nos populations locales. En effet, grâce à l’intensification de nos activités pétrolières sur les six blocs des Rendus Onshore, à la relance de l’exploration-production de la Zone d’Intérêts Communs en Offshore profond, à nos possibilités quant à l’exploitation des sables et calcaires asphaltiques de Mavuma et enfin, à notre force dans le domaine du gaz dissous ou sous forme de gaz-cap, les populations du Bas-Congo et les ressortissants du Bas-Fleuve, Boma et Muanda seront prêts à profiter d’une croissance rentable au cours de la prochaine décennie. 7. CONCLUSION Depuis près de trois décennies, les questions pétrolières continuent à être au centre des préoccupations des autorités politiques nationales, en raison du caractère stratégique des produits pétroliers pour la sécurité du pays et son développement socio-économique. Bien que pour certaines questions de ce secteur, des décisions pertinentes aient été prises par les instances gouvernementales, aucune exécution significative n’a cependant été assurée de manière soutenue jusqu’à ce jour. Nous estimons ainsi que la maîtrise, par l’Etat et par les compétences nationales, de ce secteur stratégique de la vie économique nationale, devra demeurer un objectif prioritaire à atteindre à court terme. En particulier, il importe de rétablir les grands équilibres rompus de ce secteur en même temps que le principe constitutionnel de la propriété de la Nation sur toutes les richesses du sous-sol, y compris les hydrocarbures.