Avec le démarrage de la production et de la commercialisation des produits pétroliers et gaziers respectivement en 2024 et 2025, il devient impératif de revisiter les outils juridiques et financiers qui organisent le partage et la gestion des revenus.
Dans cet exercice de transparence et de redevabilité l’ITIE joue un rôle primordial compte tenu de sa mission de favoriser la bonne gestion transparente et publique des ressources minières, pétrolières et gazières.
A travers ses rapports dont la régularité et la ponctualité sont importantes, l’ITIE fait le travail de comparaison entre les revenus versés par les compagnies et ceux reçus par l’Etat, il prévient la corruption en montrant où va l’argent tiré de l’exploitation des ressources minérales et éclaire les choix pour une bonne utilisation des ressources tout en alimentant un débat public ouvert, éclairé par des données probantes. Les derniers rapports de l’année 2024, de la validation de 2025 et du premier semestre de 2025 publié bien tardivement en Aout 2026 suscitent des questionnements importants sur l’efficacité de ce mécanisme de transparence dans la gouvernance des ressources extractives.
Des défis de concordance qui floutent la traçabilité de la rente pétrolière et gazière.
En ce qui concerne la concordance des déclarations des entreprises extractives, des régies financières et organismes collecteurs de l’État, elle est globalement solide avec un faible taux d’écarts non réconciliés (sous 1 % en 2024), une couverture élevée du rapprochement, et une forte proportion des revenus qui entrent dans le budget de l’État. Cela confirme le bon fonctionnement du processus ITIE pour les flux fiscaux classiques. Toutefois, des défis structurels liés à l’ère pétrolière et gazière émergent notamment la traçabilité du profit oil, des parts de production de l’État en volume et en valorisation, la synchronisation des déclarations de production et d’exportations entre opérateurs (Woodside, BP, Kosmos), PETROSEN et les administrations (DGH, régies financières), le suivi des flux en nature ou décalés dans le temps.
Ces points sont plus visibles à partir de 2024-2025 et font l’objet de recommandations explicites dans les différents rapports. Les rapports et la Validation soulignent une amélioration continue de la transparence, mais appellent à des mécanismes plus robustes et synchronisés comme la divulgation obligatoire entre parties et une meilleure documentation des parts État et des prêts, pour que la concordance reste solide à mesure que les volumes d’hydrocarbures augmentent. La qualité de la traçabilité des parts de production de l’État constitue le principal point de vigilance identifié pour les revenus pétroliers et gaziers.
Le Rapport ITIE 2024 qui porte sur l’exercice fiscal 2024, publié fin 2025 assure une couverture de 91,89 % des revenus, avec un écart non réconcilié de 2,48 milliards FCFA représentant 0,60 % des recettes rapprochées. Le seuil de matérialité pour le rapprochement était de 200 millions FCFA. La quasi-totalité des flux identifiés transitent par le Trésor. Des écarts de volumes de production pétrolières pour Sangomar y sont constatés avec 16 905 459 barils déclarés par la DGH contre 14 226 573 barils commercialisés selon PETROSEN. Ce qui a son corrolaire sur la détermination du Profit oil de l’État avec des divergences entre déclarations (environ 672 000 barils selon PETROSEN et environ 820 000 selon Woodside). Le rapport remarque surtout une absence de traçabilité complète de la part de l’État en 2024 (non versée ni retracée dans les déclarations de l’exercice ; les encaissements apparaissent surtout à partir de 2025).
Des difficultés de réconciliation des exportations liées aux unités de mesure et au niveau de détail fourni par les parties sont persistantes et justifient même quelque part le retard de publication de certains rapports , particulièrement celui du premier semestre 2025. Ces constats figurent parmi les points majeurs du rapport, aux côtés d’insuffisances sur le registre des bénéficiaires effectifs. Le premier Rapport semestriel de 2025 montre une évolution nette des revenus des hydrocarbures avec 75,95 milliards FCFA qui représentent une hausse d’environ 66 % par rapport au 1er semestre 2024, sur un total extractif de 303,02 milliards FCFA, dont 293,24 milliards, soit 96,77 %, affectés au budget de l’État.
Malgré cette évolution fulgurante des hydrocarbures, le minier reste dominant avec environs 74 % des revenus générés par le secteur. Il renseigne sur la commercialisation de la part de production revenant à l’Etat qui fait environ 37,5 milliards (Sangomar: près de 18 millions de barils commercialisé ; GTA : premières ventes (666 880 m³ de gaz pour le Sénégal et la Mauritanie). PETROSEN détient 18 % de Sangomar et 20 % de la partie sénégalaise de GTA (le Sénégal a droit à 50 % des ressources du gisement partagé avec la Mauritanie). Le rapport de Validation ITIE 2026 qui est la 3e validation selon la Norme 2023 donne un Score global de 89/100 (« Très bon ») au Sénégal, avec deux points supplémentaires pour l’efficacité et la durabilité, mais moins de performance pour l’Engagement des parties prenantes 87,5 (très bon) et la Transparence 81 (très bon).
Les performances sont très bonnes (90/100) sur l’exhaustivité, la ventilation et la qualité des données; avec une ponctualité exceptionnelle (100/100). Les déclarations sont jugées régulières, robustes et détaillées. Cependant, les points faibles de la Validation concernent directement les hydrocarbures et la concordance/traçabilité. La participation de l’État, les recettes des ventes des parts de production de l’État (en nature), les coûts des projets, et certains aspects de la documentation des prêts/remboursements liés à PETROSEN (Sangomar/GTA) manquent de lisibilité. Le rapport de Validation portant sur la période 2021-2025 formule onze mesures correctives portant notamment sur la traçabilité des parts de production de l’État (vers PETROSEN et le Trésor), la documentation des flux, et le renforcement de la réconciliation pour les nouveaux projets.
Explications principales de l’écart et leurs conséquences sur le partage de la rente
Concernant le projet pétrolier de Sangomar, la différence se situe entre la production brute (mesurée au puits/FPSO) et les volumes commercialisés(enlèvements/cargaisons). Pendant que d’autres sources indiquent 16,4 millions de barils, l’opérateur Woodside a communiqué de son côté environs 13,3 millions de barils produits et 12,9 millions vendus en 2024. Ce qui représente environs 950 millions USD de revenus. L’écart n’est donc pas une perte ou une disparition de volumes, mais un décalage classique production / commercialisation en phase de démarrage + stocks de fin d’exercice.
Les parts de production de l’État (profit oil / quote-part de production) constituent un levier majeur des revenus hydrocarbures, mais leur impact a été différé et partiellement opaque en 2024, avant de devenir significatif et visible en 2025. Dans le contrat de partage de production de Sangomar, la production sert au Cost Oil jusqu’à 75 %. Cette partie est consacrée à la récupération des coûts d’exploration, de développement et d’exploitation. Les 25 % restants forment le Profit Oil, partagé entre l’État et le contractant (Woodside 82 % et PETROSEN 18 %).
La quote-part directe de l’État sur le Profit Oil est progressive selon le niveau de production journalière : 15 % (≤ 50 000 bbl/j), 20 % (50-100 000), 25 % (100-150 000), jusqu’à 40 % au-delà de 200 000 bbl/j. Au plateau actuel d’environs 100 000 bbl/j, elle se situe autour de 20 %. Au global, la quote-part directe et la part de PETROSEN, avec les impôts sur les sociétés à 33 %, IBNC, etc., l’État capture entre 58-60 % du Profit Oil. La part de PETROSEN est prioritairement affectée au remboursement de ses engagements sur les coûts de développement et prêts des opérateurs, ce qui retarde les flux nets.
Pour le projet GTA, des audits ont été diligentés en 2024 par le Sénégal (cabinet Mazars) et la Mauritanie (cabinet Samir Labidi) sur les coûts couvrant la période 2012-2020/2021. BP avait déclaré environ 4,1 milliards USD de coûts récupérables laissant la quote-part sénégalaise á environs 2,06 milliards USD. Les conclusions des audits ont révélé des anomalies majeures avec des coûts documentés mais non récupérables au regard des règles contractuelles à hauteur de 2,8 milliards USD ; des coûts insuffisamment justifiés ou documentés (environ 1,8 milliard USD) ; une surévaluation des frais de siège (301 millions USD) ; des écarts sur contrats de services/travaux (30,8 millions USD) ; des coûts pour Timis Corporation non justifiés (1,8 million USD) et réintégrés sans justification probante ; des problèmes de taux de change et autres irrégularités générant des surplus à déduire. Ces constats contestent une part importante des coûts déclarés par BP et ouvrent la voie à des révisions à la baisse des coûts récupérables.
Si les montants contestés, représentant plusieurs centaines de millions à milliards USD selon les projets, sont confirmés et exclus, l’impact sur la rente de l’État peut être très significatif sur la durée de vie des champs. Inversement, des coûts élevés prolongent la phase de récupération et retardent tout en minimisent les bénéfices de l’État et de PETROSEN comme observé en 2024 où la part État n’était pas encore visible. Les audits confirment des surévaluations et irrégularités, particulièrement claires sur GTA. Ils constituent un levier puissant pour maximiser la part de l’État dans le Profit Oil et accélérer les flux budgétaires.
Les parts de production de l’État ont un impact budgétaire réel et croissant à partir de 2025, confirmant le basculement du Sénégal vers les revenus hydrocarbures. Cependant, le décalage de 2024 et les divergences de déclarations soulignent un besoin urgent de mécanismes de traçabilité en temps réel et de réconciliation systématique. C’est l’un des principaux points de vigilance identifiés par l’ITIE pour garantir que la rente bénéficie pleinement et de manière transparente au budget de l’État.
Les Impacts budgétaires de la part de l’Etat
Il est constaté un impact budgétaire réel et positif à partir de l’année 2025, après une année 2024 de transition où la part État n’a pas encore été captée de manière transparente dans les comptes publics. En 2024 la hausse des hydrocarbures a renforcé le budget, mais elle provenait surtout d’autres flux (taxes, droits de douane, retenues, etc.). La part de production de l’État n’a pas enrichi les caisses publiques de façon visible. Au 1er semestre 2025, la commercialisation de la part de production revenant à l’État a généré environ 37,5 milliards FCFA.
Cela représente une part très substantielle des 75,95 milliards FCFA de revenus hydrocarbures du semestre. Sur Sangomar environs 18 millions de barils ont été commercialisés au premier semestre dont la quote-part de l’État. PETROSEN a commencé à percevoir des revenus nets à partir de février 2025 après une phase de remboursement prioritaire et ouverture de comptes en devises. Ces montants alimentent directement le budget de l’État (96,77 % des revenus extractifs totaux du semestre 1 de l’année 2025 y sont versés. Les parts de production deviennent un moteur visible de la hausse des recettes extractives avec plus de 28 % au Semestre 1 de l’année 2025 et portent la contribution des hydrocarbures à hauteur de 25 % du total des revenus extractifs
Impacts globaux et perspectives
En 2025, les parts de production deviennent un moteur budgétaire concret. Elles contribuent fortement à la hausse globale des revenus extractifs et renforcent la part des hydrocarbures dans les recettes publiques. Les parts de production injectent des ressources directes et substantielles dans le budget de l’État avec un taux d’affectation budgétaire de 95 %. Les hydrocarbures passent ainsi d’une contribution marginale à un levier important de l’économie sénégalaise. Avec le plateau de production atteint et les projets suivants, ces parts devraient continuer à renforcer durablement les recettes publiques, sous réserve d’une traçabilité renforcée.
Le Document de Programmation Budgétaire Economique Pluriannuel (DPBEP) prévoit plus de 703 milliards de ressources provenant du pétrole et du gaz entre 2027 et 2029.
La suite qui sera donnée aux audits commandités pour les deux projets sera déterminante pour corriger la rente. En réduisant les coûts récupérables contestés, les audits transfèrent de la valeur du Cost Oil vers le Profit Oil, au bénéfice direct de l’État sénégalais. Sur GTA, les impacts sont déjà quantifiés de manière significative avec un gain potentiel de plusieurs centaines de millions à plus d’un milliard USD de coûts exclus. Sur Sangomar, les audits sont en consolidation mais vont dans le même sens de contestation de gonflement des coûts CAPEX.
À moyen terme, ces audits, combinés aux optimisations d’OPEX et à la montée en production, devraient accélérer et maximiser les impacts budgétaires positifs observés depuis 2025, tout en renforçant la position de l’État dans la gouvernance des projets. La condition de succès reste la finalisation rapide des révisions et leur application effective dans les calculs de partage de production.
Dans cet exercice de transparence et de redevabilité l’ITIE joue un rôle primordial compte tenu de sa mission de favoriser la bonne gestion transparente et publique des ressources minières, pétrolières et gazières.
A travers ses rapports dont la régularité et la ponctualité sont importantes, l’ITIE fait le travail de comparaison entre les revenus versés par les compagnies et ceux reçus par l’Etat, il prévient la corruption en montrant où va l’argent tiré de l’exploitation des ressources minérales et éclaire les choix pour une bonne utilisation des ressources tout en alimentant un débat public ouvert, éclairé par des données probantes. Les derniers rapports de l’année 2024, de la validation de 2025 et du premier semestre de 2025 publié bien tardivement en Aout 2026 suscitent des questionnements importants sur l’efficacité de ce mécanisme de transparence dans la gouvernance des ressources extractives.
Des défis de concordance qui floutent la traçabilité de la rente pétrolière et gazière.
En ce qui concerne la concordance des déclarations des entreprises extractives, des régies financières et organismes collecteurs de l’État, elle est globalement solide avec un faible taux d’écarts non réconciliés (sous 1 % en 2024), une couverture élevée du rapprochement, et une forte proportion des revenus qui entrent dans le budget de l’État. Cela confirme le bon fonctionnement du processus ITIE pour les flux fiscaux classiques. Toutefois, des défis structurels liés à l’ère pétrolière et gazière émergent notamment la traçabilité du profit oil, des parts de production de l’État en volume et en valorisation, la synchronisation des déclarations de production et d’exportations entre opérateurs (Woodside, BP, Kosmos), PETROSEN et les administrations (DGH, régies financières), le suivi des flux en nature ou décalés dans le temps.
Ces points sont plus visibles à partir de 2024-2025 et font l’objet de recommandations explicites dans les différents rapports. Les rapports et la Validation soulignent une amélioration continue de la transparence, mais appellent à des mécanismes plus robustes et synchronisés comme la divulgation obligatoire entre parties et une meilleure documentation des parts État et des prêts, pour que la concordance reste solide à mesure que les volumes d’hydrocarbures augmentent. La qualité de la traçabilité des parts de production de l’État constitue le principal point de vigilance identifié pour les revenus pétroliers et gaziers.
Le Rapport ITIE 2024 qui porte sur l’exercice fiscal 2024, publié fin 2025 assure une couverture de 91,89 % des revenus, avec un écart non réconcilié de 2,48 milliards FCFA représentant 0,60 % des recettes rapprochées. Le seuil de matérialité pour le rapprochement était de 200 millions FCFA. La quasi-totalité des flux identifiés transitent par le Trésor. Des écarts de volumes de production pétrolières pour Sangomar y sont constatés avec 16 905 459 barils déclarés par la DGH contre 14 226 573 barils commercialisés selon PETROSEN. Ce qui a son corrolaire sur la détermination du Profit oil de l’État avec des divergences entre déclarations (environ 672 000 barils selon PETROSEN et environ 820 000 selon Woodside). Le rapport remarque surtout une absence de traçabilité complète de la part de l’État en 2024 (non versée ni retracée dans les déclarations de l’exercice ; les encaissements apparaissent surtout à partir de 2025).
Des difficultés de réconciliation des exportations liées aux unités de mesure et au niveau de détail fourni par les parties sont persistantes et justifient même quelque part le retard de publication de certains rapports , particulièrement celui du premier semestre 2025. Ces constats figurent parmi les points majeurs du rapport, aux côtés d’insuffisances sur le registre des bénéficiaires effectifs. Le premier Rapport semestriel de 2025 montre une évolution nette des revenus des hydrocarbures avec 75,95 milliards FCFA qui représentent une hausse d’environ 66 % par rapport au 1er semestre 2024, sur un total extractif de 303,02 milliards FCFA, dont 293,24 milliards, soit 96,77 %, affectés au budget de l’État.
Malgré cette évolution fulgurante des hydrocarbures, le minier reste dominant avec environs 74 % des revenus générés par le secteur. Il renseigne sur la commercialisation de la part de production revenant à l’Etat qui fait environ 37,5 milliards (Sangomar: près de 18 millions de barils commercialisé ; GTA : premières ventes (666 880 m³ de gaz pour le Sénégal et la Mauritanie). PETROSEN détient 18 % de Sangomar et 20 % de la partie sénégalaise de GTA (le Sénégal a droit à 50 % des ressources du gisement partagé avec la Mauritanie). Le rapport de Validation ITIE 2026 qui est la 3e validation selon la Norme 2023 donne un Score global de 89/100 (« Très bon ») au Sénégal, avec deux points supplémentaires pour l’efficacité et la durabilité, mais moins de performance pour l’Engagement des parties prenantes 87,5 (très bon) et la Transparence 81 (très bon).
Les performances sont très bonnes (90/100) sur l’exhaustivité, la ventilation et la qualité des données; avec une ponctualité exceptionnelle (100/100). Les déclarations sont jugées régulières, robustes et détaillées. Cependant, les points faibles de la Validation concernent directement les hydrocarbures et la concordance/traçabilité. La participation de l’État, les recettes des ventes des parts de production de l’État (en nature), les coûts des projets, et certains aspects de la documentation des prêts/remboursements liés à PETROSEN (Sangomar/GTA) manquent de lisibilité. Le rapport de Validation portant sur la période 2021-2025 formule onze mesures correctives portant notamment sur la traçabilité des parts de production de l’État (vers PETROSEN et le Trésor), la documentation des flux, et le renforcement de la réconciliation pour les nouveaux projets.
Explications principales de l’écart et leurs conséquences sur le partage de la rente
Concernant le projet pétrolier de Sangomar, la différence se situe entre la production brute (mesurée au puits/FPSO) et les volumes commercialisés(enlèvements/cargaisons). Pendant que d’autres sources indiquent 16,4 millions de barils, l’opérateur Woodside a communiqué de son côté environs 13,3 millions de barils produits et 12,9 millions vendus en 2024. Ce qui représente environs 950 millions USD de revenus. L’écart n’est donc pas une perte ou une disparition de volumes, mais un décalage classique production / commercialisation en phase de démarrage + stocks de fin d’exercice.
Les parts de production de l’État (profit oil / quote-part de production) constituent un levier majeur des revenus hydrocarbures, mais leur impact a été différé et partiellement opaque en 2024, avant de devenir significatif et visible en 2025. Dans le contrat de partage de production de Sangomar, la production sert au Cost Oil jusqu’à 75 %. Cette partie est consacrée à la récupération des coûts d’exploration, de développement et d’exploitation. Les 25 % restants forment le Profit Oil, partagé entre l’État et le contractant (Woodside 82 % et PETROSEN 18 %).
La quote-part directe de l’État sur le Profit Oil est progressive selon le niveau de production journalière : 15 % (≤ 50 000 bbl/j), 20 % (50-100 000), 25 % (100-150 000), jusqu’à 40 % au-delà de 200 000 bbl/j. Au plateau actuel d’environs 100 000 bbl/j, elle se situe autour de 20 %. Au global, la quote-part directe et la part de PETROSEN, avec les impôts sur les sociétés à 33 %, IBNC, etc., l’État capture entre 58-60 % du Profit Oil. La part de PETROSEN est prioritairement affectée au remboursement de ses engagements sur les coûts de développement et prêts des opérateurs, ce qui retarde les flux nets.
Pour le projet GTA, des audits ont été diligentés en 2024 par le Sénégal (cabinet Mazars) et la Mauritanie (cabinet Samir Labidi) sur les coûts couvrant la période 2012-2020/2021. BP avait déclaré environ 4,1 milliards USD de coûts récupérables laissant la quote-part sénégalaise á environs 2,06 milliards USD. Les conclusions des audits ont révélé des anomalies majeures avec des coûts documentés mais non récupérables au regard des règles contractuelles à hauteur de 2,8 milliards USD ; des coûts insuffisamment justifiés ou documentés (environ 1,8 milliard USD) ; une surévaluation des frais de siège (301 millions USD) ; des écarts sur contrats de services/travaux (30,8 millions USD) ; des coûts pour Timis Corporation non justifiés (1,8 million USD) et réintégrés sans justification probante ; des problèmes de taux de change et autres irrégularités générant des surplus à déduire. Ces constats contestent une part importante des coûts déclarés par BP et ouvrent la voie à des révisions à la baisse des coûts récupérables.
Si les montants contestés, représentant plusieurs centaines de millions à milliards USD selon les projets, sont confirmés et exclus, l’impact sur la rente de l’État peut être très significatif sur la durée de vie des champs. Inversement, des coûts élevés prolongent la phase de récupération et retardent tout en minimisent les bénéfices de l’État et de PETROSEN comme observé en 2024 où la part État n’était pas encore visible. Les audits confirment des surévaluations et irrégularités, particulièrement claires sur GTA. Ils constituent un levier puissant pour maximiser la part de l’État dans le Profit Oil et accélérer les flux budgétaires.
Les parts de production de l’État ont un impact budgétaire réel et croissant à partir de 2025, confirmant le basculement du Sénégal vers les revenus hydrocarbures. Cependant, le décalage de 2024 et les divergences de déclarations soulignent un besoin urgent de mécanismes de traçabilité en temps réel et de réconciliation systématique. C’est l’un des principaux points de vigilance identifiés par l’ITIE pour garantir que la rente bénéficie pleinement et de manière transparente au budget de l’État.
Les Impacts budgétaires de la part de l’Etat
Il est constaté un impact budgétaire réel et positif à partir de l’année 2025, après une année 2024 de transition où la part État n’a pas encore été captée de manière transparente dans les comptes publics. En 2024 la hausse des hydrocarbures a renforcé le budget, mais elle provenait surtout d’autres flux (taxes, droits de douane, retenues, etc.). La part de production de l’État n’a pas enrichi les caisses publiques de façon visible. Au 1er semestre 2025, la commercialisation de la part de production revenant à l’État a généré environ 37,5 milliards FCFA.
Cela représente une part très substantielle des 75,95 milliards FCFA de revenus hydrocarbures du semestre. Sur Sangomar environs 18 millions de barils ont été commercialisés au premier semestre dont la quote-part de l’État. PETROSEN a commencé à percevoir des revenus nets à partir de février 2025 après une phase de remboursement prioritaire et ouverture de comptes en devises. Ces montants alimentent directement le budget de l’État (96,77 % des revenus extractifs totaux du semestre 1 de l’année 2025 y sont versés. Les parts de production deviennent un moteur visible de la hausse des recettes extractives avec plus de 28 % au Semestre 1 de l’année 2025 et portent la contribution des hydrocarbures à hauteur de 25 % du total des revenus extractifs
Impacts globaux et perspectives
En 2025, les parts de production deviennent un moteur budgétaire concret. Elles contribuent fortement à la hausse globale des revenus extractifs et renforcent la part des hydrocarbures dans les recettes publiques. Les parts de production injectent des ressources directes et substantielles dans le budget de l’État avec un taux d’affectation budgétaire de 95 %. Les hydrocarbures passent ainsi d’une contribution marginale à un levier important de l’économie sénégalaise. Avec le plateau de production atteint et les projets suivants, ces parts devraient continuer à renforcer durablement les recettes publiques, sous réserve d’une traçabilité renforcée.
Le Document de Programmation Budgétaire Economique Pluriannuel (DPBEP) prévoit plus de 703 milliards de ressources provenant du pétrole et du gaz entre 2027 et 2029.
La suite qui sera donnée aux audits commandités pour les deux projets sera déterminante pour corriger la rente. En réduisant les coûts récupérables contestés, les audits transfèrent de la valeur du Cost Oil vers le Profit Oil, au bénéfice direct de l’État sénégalais. Sur GTA, les impacts sont déjà quantifiés de manière significative avec un gain potentiel de plusieurs centaines de millions à plus d’un milliard USD de coûts exclus. Sur Sangomar, les audits sont en consolidation mais vont dans le même sens de contestation de gonflement des coûts CAPEX.
À moyen terme, ces audits, combinés aux optimisations d’OPEX et à la montée en production, devraient accélérer et maximiser les impacts budgétaires positifs observés depuis 2025, tout en renforçant la position de l’État dans la gouvernance des projets. La condition de succès reste la finalisation rapide des révisions et leur application effective dans les calculs de partage de production.