Côte d’Ivoire : Ahoua Don Mello décrypte le partage des revenus dans le gisement Baleine
En Côte d’Ivoire, le champ pétrolier Baleine est annoncé comme l’un des plus grands dont l’exploitation va considérablement booster l’économie du pays. Mais entre promesse et réalité, l’opposant Ahoua Don Mello constate un écart considérable. Dans une tribune publiée ce jeudi 28 mai 2026, l’ancien candidat à la présidentielle décrypte le partage des revenus entre l’État ivoirien et ses partenaires étrangers ENI, Vitol et SOCAR, dans ce grand gisement.
Côte d’Ivoire : Ahoua Don Mello relève l’écart entre la promesse et la réalité dans le gisement Baleine
« Gisement Baleine : 195 milliards de dollars de réserves, mais seulement 22,75% pour la Côte d’Ivoire ? », a lancé Ahoua Don Mello qui s’inquiète des quotas réservés à l’État de Côte d’Ivoire. Ce gisement constitue un enjeu majeur pour la Côte d’Ivoire. Les chiffres avancés en disent d’ailleurs long. Selon Don Mello, « les réserves extractibles totales s’élèvent à 2,5 milliards de barils de pétrole et 3 300 milliards de pieds cubes de gaz naturel associé, soit environ 93 milliards de m³. Leur valorisation brute, calculée sur la base d’un prix moyen de 70 dollars le baril, atteint 195 milliards de dollars. »
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Face à cette manne, l’investissement total nécessaire pour développer le champ est estimé à 8 milliards de dollars, dont 4,5 milliards pour les phases 1 et 2 et 4 milliards pour la phase 3. Le ratio investissement/valeur des réserves ressort ainsi à 4,1 %. Pour chaque dollar investi, la valeur brute potentielle est de 24 dollars. « Une rentabilité théorique exceptionnelle pour ENI et ses partenaires », relève l’opposant.
L’écart entre la promesse et la réalité
Le décor des estimations et des prévisions est rose, mais Ahoua Don Mello s’inquiète des parts réservées à son pays. « C’est sur ce point que l’écart entre la promesse et la réalité est le plus flagrant pour l’État ivoirien », a-t-il indiqué. Il note que « la structure actionnariale actuelle accorde 77,25 %, soit 1 930 milliards FCFA du capital, aux partenaires étrangers (ENI, Vitol, SOCAR), contre seulement 22,75 %, soit 568 milliards FCFA, à la PETROCI, société nationale. Sur une production estimée à 150 000 barils/jour, cela représente annuellement. »
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Cette part n’est pas négligeable. À titre d’exemple, Don Mello a rappelé que la PETROCI avait réalisé un chiffre d’affaires consolidé de 595 milliards FCFA en 2025. « Sa part annuelle sur Baleine serait donc presque équivalente à l’ensemble de son activité actuelle », mais il estime que cette part reste inférieure au potentiel que pourrait capter l’État dans l’exploitation du gisement Baleine.
Comment relever la part de l’Etat ?
La solution envisagée par l’ingénieur réside dans le passage du contrat de partage de production (CPP) au contrat de service. D’après lui, ce modèle permettrait à la Côte d’Ivoire de transformer ses partenaires en prestataires techniques rémunérés à prix fixe. Dans ce schéma, la Côte d’Ivoire pourra capter une part plus importante de la valeur créée. Ahoua Don Mello énumère trois conditions nécessaires : une maîtrise technique confirmée par l’expérience des champs ivoiriens, la mise en place d’un fonds souverain avec des garanties financières et politiques, et le renforcement des capacités de la PETROCI pour devenir opérateur à part entière. Ainsi, le CPP apparaît comme une étape transitoire, utile pour attirer les investisseurs et lancer l’exploitation.
Pour rappel, le champ pétrolier Baleine a été découvert en septembre 2021 par l’opérateur italien ENI dans le bassin sédimentaire ivoirien. Il est présenté comme la plus importante découverte d’hydrocarbures jamais réalisée en Côte d’Ivoire. Situé à 70 kilomètres au large d’Abidjan, ce champ a une profondeur de 500 mètres.
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Trois phases de développement ont été planifiées et mises en œuvre avec une rapidité remarquable. La phase 1, lancée en août 2023, a marqué le début de l’exploitation seulement deux ans après la découverte. La phase 2, en décembre 2024, a permis d’atteindre une production de 62 000 barils par jour, accompagnée des premières exportations de gaz. Enfin, la phase 3, dont la décision finale d’investissement est prévue pour mai 2026, vise une production de 120 000 barils de pétrole par jour et 200 millions de pieds cubes de gaz quotidiennement.
