Pour tenter de comprendre cette situation, cet article se propose d’étudier en détail les modalités de la redistribution de la rente pétrolière, notamment les confrontations institutionnelles pour son contrôle entre les trois niveaux de pouvoir de la Fédération : gouvernement fédéral, États fédérés et gouvernements locaux.

On verra comment cette compétition a progressivement conduit le pouvoir fédéral à remplacer les règles et principes en vigueur qui visaient à renforcer l’autonomie financière et le développement des régions à l’indépendance, par un « fédéralisme fiscal centralisé » basé précisément sur la redistribution de la rente pétrolière. Ce dernier, par ses critères et malgré ou peut-être à cause de sa logique politique égalitariste, est à l’origine de la multiplication du nombre des États et des gouvernements locaux à partir de 1967 et de la dispersion des ressources financières de la Fédération. Cet émiettement du « gâteau national » [2], associé au clientélisme et à une corruption importante, qui se conjugue avec une absence de considération d’une part significative des élites politiques pour la chose publique et l’intérêt général, explique en grande partie le faible niveau de développement du Nigeria.

Cette redistribution s’est aussi caractérisée pendant des années par une importante évaporation des fonds disponibles entre le niveau fédéral et le niveau des États fédérés. Dans les faits, la région pétrolifère du Delta, bien qu’à l’origine de cette manne, et le troisième niveau de gouvernement constitué par les gouvernements locaux (LGAs) [3], ont été souvent les laissés pour compte de cette redistribution imparfaite.

L’étude de l’évolution de ces modalités de redistribution, par sa complexité, mobilisera toute notre attention, de sorte que nous n’examinerons pas l’impact de la rente pétrolière sur le développement proprement dit.

De fait, si la rente pétrolière a toujours été au centre de la vie politique nigériane, elle est aussi de plus en plus au cœur des revendications dans les neuf États pétroliers du Delta, surtout depuis le retour de la démocratie en 1999 [4]. Si depuis cette date des modifications sont bien intervenues dans la redistribution en leur faveur, on verra cependant qu’elles sont loin de tout régler. Mais avant d’aborder ces questions, il convient d’évaluer le potentiel du secteur des hydrocarbures.

Les réserves prouvées du Nigeria sont passées de 16,7 milliards de barils en 1984, à 21 milliards en 1994 et 35,3 milliards fin 2004 [5]. Cette progression des réserves atteste du dynamisme des investissements des compagnies pétrolières opérant dans le pays ces dix dernières années, surtout depuis le retour de la démocratie en 1999. Le Nigeria est, depuis une vingtaine d’années, le premier producteur de brut du continent africain, devant l’Algérie et la Libye. D’après, le directeur de la Nigerian National Petroleum Company (NNPC), la compagnie pétrolière nationale, le Nigeria détenait début 2005, 5 trillions de mètres cubes de réserves prouvées de gaz, et 35,5 milliards de barils de réserves prouvées de brut [6], soit respectivement les septième et neuvième réserves mondiales prouvées de gaz et de pétrole. Début 2005, le Nigeria a atteint une capacité de production théorique de 3 millions de barils par jour, pour une production effective moyenne (brut + condensats) de 2,5 millions de barils par jour et un volume d’exportations de plus de 1,7 millions de barils par jour en 2004 [7]. Le Nigeria figure régulièrement parmi les dix premiers exportateurs mondiaux de pétrole, sa place variant ces dernières années, en fonction des aléas de la production en Irak et au Venezuela. Lors de la conférence NOG [8], qui s’est tenue à Abuja mi-avril 2005, les autorités nigérianes ont affiché de nouvelles ambitions : 40 milliards de barils de pétrole de réserves pour une production de 4 millions de barils par jour en 2010.

Avec un tel potentiel, le pétrole occupe une place centrale dans l’économie du pays. Il représente ces dernières années environ 40 % du PIB (contre 15 % dix ans plus tôt), 95 % des recettes d’exportations, 90 % des sources de devises et 70 % à 80 % des recettes budgétaires du pays. Avec le redressement des cours du baril à partir de 2002 et la flambée qui l’accompagne depuis le second semestre 2004, le PIB ne cesse de progresser, ainsi que la part du pétrole dans le PIB. D’après la Banque mondiale, le PIB nigérian a atteint, en 2004, le chiffre record de 71 milliards de dollars, alors qu’il n’était encore que de 58,4 milliards en 2003 et de 46,7 milliards en 2002 [9]. Début 2005, grâce au pétrole, le pays détenait, selon la Banque centrale du Nigeria (CBN), des réserves en devises de plus de 16 milliards de dollars, contre 9 milliards un an plus tôt.

Il faut ajouter à ce formidable potentiel pétrolier d’importantes perspectives dans le secteur gazier. Le Nigeria est souvent dépeint comme une région gazière avec un peu de pétrole parce qu’il possède énormément de gaz prouvé, alors que peu d’activités d’exploration gazière ont été entreprises. Toutefois, une grande partie de ce gaz étant produit en association avec le pétrole brut, il fut jusqu’au milieu des années 1990, brûlé pour l’essentiel en tête de puits, du fait de débouchés régionaux économiquement insuffisants [10]. À partir de cette date, les besoins croissants des marchés états-unien et européen, ont conduit les compagnies internationales à multiplier les projets et les investissements dans la filière GNL et le terminal de liquéfaction de gaz de Bonny, dans le delta du Niger, se classe désormais comme l’un des tout premiers au monde, avec des capacités sans cesse renforcées. De son côté, le Nigeria travaille aussi sur deux grands projets gaziers. D’abord le West African Gas Pipeline, qui reliera par gazoduc les réserves gazières nigérianes du delta du Niger au Ghana, le long des côtes du Bénin et du Togo, afin d’approvisionner ces trois pays en énergie primaire pour produire de l’électricité. Ce projet bénéficie du soutien financier de la Banque mondiale et les travaux ont débuté en janvier 2005. Ensuite le NIGAL, aussi appelé Trans-Saharian Gas pipeline (TSGP), un projet plus ambitieux mais aussi plus risqué. Il vise à acheminer à terme, sur plus de 4000 kilomètres, entre 18 et 25 milliards de mètres cubes de gaz par an, du delta du Niger vers l’Union européenne, via le Niger, puis l’Algérie et sa connexion Medgaz avec l’Europe. Enfin, au plan domestique, la NNPC et les compagnies partenaires dans les joint-ventures ont convenu d’alimenter en gaz sept centrales électriques indépendantes de la NEPA [11], qui seront créées d’ici 2007. Objectif, générer 1800 mégawatts supplémentaires dans le Delta, pour améliorer une situation de pénurie d’électricité encore plus critique que dans le reste du pays.

Le développement de cet énorme potentiel pétro-gazier, qui s’effectue désormais à marche forcée, a été favorisé par la fin de la dictature du président Sani Abacha en 1998 et le retour de la démocratie. Il permet aussi au Nigeria de faire preuve, selon les cas, d’une certaine souplesse s’agissant des litiges frontaliers terrestres ou maritimes avec ses voisins, qui deviennent plus des questions de prestige, que de véritables enjeux économico-énergétiques, notamment sur les gisements off-shore.

L’accord de partage à 60 % et 40 % conclu en faveur d’Abuja avec São Tomé en février 2005, sur l’exploitation des gisements off-shore de la zone de développement conjoint entre les deux pays (JDZ), s’inscrit dans cette logique. Le premier bloc de la JDZ a été attribué en avril 2005.

À l’inverse, la restitution de la presqu’île de Bakassi semble, si l’on en croit l’amirauté, poser des problèmes plus stratégiques que pétroliers. Cette dernière considère que la navigation vers le port de Calabar serait vulnérable après la restitution. D’où les atermoiements nigérians au gré des réunions des commissions mixtes sur l’application de la décision de la Cour internationale de justice de La Haye d’octobre 2002, qui rendait Bakassi au Cameroun et réglait au passage une quinzaine de contentieux frontaliers entre les deux pays, sur les 1690 kilomètres de leur frontière commune.

La NNPC est née, en 1971, de la volonté de créer une entité duale intégrant à la fois, la Nigerian National Oil Company (NNOC), elle aussi créée en 1971, pour superviser la nationalisation partielle des opérations des compagnies pétrolières, et le ministère nigérian du pétrole. Le besoin de créer cette nouvelle institution s’imposait devant l’incapacité des structures antérieures à véritablement contrôler l’industrie pétrolière du pays. La NNPC fut aussi créée pour répondre à la recommandation faite par l’OPEP à ses membres d’acquérir des intérêts, ou mieux encore, une participation directe dans leur industrie pétrolière. Ce n’est donc pas un hasard si l’année même où naît la NNPC, le Nigeria rejoint l’OPEP.

À la différence des nationalisations brutales du secteur pétrolier intervenues au Moyen-Orient, celle du secteur pétrolier nigérian s’est faite progressivement par prise de participations successives via la NNPC ; de 35 % en 1971 à 60 % en 1979. Il convient de rappeler que le secteur pétrolier au Nigeria, à la différence de celui des autres pays producteurs de l’OPEP, était dans les années 1970 en pleine phase de développement. Le pays ne pouvait donc se permettre d’effrayer les compagnies dont il avait cruellement besoin. Cette stratégie s’avéra payante puisque dès 1979 la production de brut atteignait un record de 2,3 millions de barils par jour, l’année même où l’État fédéral décidait, via la NNPC, de pousser sa participation à 60 %.

Aujourd’hui, plus d’une vingtaine de compagnies internationales opèrent au Nigeria. Sauf BP qui fut exclue du pays en 1978 [12], toutes les majors sont présentes. Elles assurent la quasi-totalité de la production. Shell, opérateur historique, contrôle presque la moitié de la production, suivi d’ExxonMobil et ChevronTexaco. Total, Agip, ConocoPhilips, Statoil, Petrobras, Addax, et quelques autres complètent la liste. La plupart des majors opèrent dans le cadre de six joint-ventures sur une base de 60 % pour la NNPC, 40 % pour les compagnies internationales. Ces joint-ventures représentent 95 % de la production nigériane de brut [13]. Dans cette chasse gardée des compagnies occidentales, la Chine tente progressivement de faire valoir ses intérêts. Mais elle est bien loin de pouvoir rivaliser avec les États-Unis.

Tableau 1
Les principales évolutions pétrolières nigérianes en milliards de barils et en % du total exporté

Les relations entre les présidents George W. Bush et Olusegun Obasanjo sont excellentes. Ce dernier est souvent invité aux États-Unis, comme en décembre 2004, dans le ranch privé des Bush à Crawford, réservé aux hôtes de marque, ou en mai 2005, à la Maison Blanche. À l’issue de sa visite à Crawford, le président Obasanjo a annoncé le doublement des livraisons pétrolières vers les États-Unis d’ici 2010. Depuis plusieurs années, les compagnies états-uniennes sont en pointe pour les investissements directs étrangers (IDE) dans le secteur pétrolier nigérian, mais aussi dans le gaz. La coopération entre les deux pays est donc exemplaire, notamment sur le plan militaire. En plus des accords d’assistance et de formation, l’administration Bush a vendu à la marine nigériane, en 2003 et 2004, huit vedettes d’occasion des US Coast Guards, afin de renforcer la sécurité et de lutter contre la contrebande de brut dans les méandres du Delta.

À l’amont, le principal problème pour le gouvernement fédéral est de financer les appels de fonds correspondant à sa quote-part dans les joint-ventures. Pour 2004, le gouvernement fédéral a péniblement obtenu du Sénat 3,2 milliards de dollars de crédits budgétaires, alors que la NNPC évaluait ses besoins de fonctionnement à 5 milliards de dollars [15]… Pour les compagnies internationales, ces restrictions budgétaires constituent depuis longtemps, avec la question toutefois plus théorique des quotas de l’OPEP, le principal frein au développement de l’amont pétrolier.

À l’aval, le principal problème concerne les capacités de raffinage et, partant, celui des carburants subventionnés. Le Nigeria dispose de 4 raffineries, 1 au nord à Kaduna et 3 au sud, 2 à Port Harcourt et 1 à Warri. Elles assurent au pays une capacité théorique de raffinage de 440 000 barils par jour, soit environ 13 millions de litres de carburant par jour pour une consommation estimée, à la fin des années 1990, à environ 18 millions de litres par jour. Mais les capacités réelles se situent plutôt autour de 220 000 de barils par jour, soit environ 7 millions de litres/jour, un peu plus du tiers des besoins du pays [16].

Malgré les centaines de millions de dollars investis dans les travaux de réhabilitation de ces raffineries, qui sont en outre assez récentes [17], et du fait du laxisme des quatre filiales de la NNPC qui les gèrent, le Nigeria, premier producteur de brut d’Afrique doit importer du carburant qu’il lui faut ensuite subventionner, pour que les automobiliste nigérians puissent l’acheter. Ce carburant alimente également une multitude de groupes électrogènes pour pallier les coupures quotidiennes d’électricité qui frappent toutes les régions du pays, du fait de l’incapacité persistante de la compagnie nationale d’électricité (NEPA) à approvisionner correctement le réseau. Ces importations de carburant payées en devises, et les commissions occultes qui les entourent, seraient l’une des explications à la persistance de cette situation paradoxale. Après l’échec d’une privatisation des raffineries et les tentatives de lancements de projets de raffineries privées plus petites, le gouvernement fédéral a décidé en 2003 de libéraliser le secteur de la distribution des carburants, ce qui a entraîné une hausse substantielle des prix à la pompe. Les automobilistes nigérians et au-delà l’ensemble de la population, via la répercussion de cette hausse sur les produits de consommation courante, ont ainsi perdu, surtout depuis 2004 avec cette fois la hausse des cours du brut, une part importante de la seule retombée directe et palpable de la manne pétrolière, dont ils bénéficiaient. Les augmentations cumulées des carburants depuis 2003, dont la dernière est intervenue en août 2005, ont porté le litre d’essence de 26 à 65 nairas [18] en septembre 2005 [19]. Avant ces hausses, les subventions au carburant coûtaient 2 milliards de dollars par an au gouvernement fédéral et encourageaient sur les zones frontalières avec les pays francophones, un lucratif trafic de carburant.

Si l’on ajoute les 200 000 barils par jour de brut, soit environ 10 % de la production, qui étaient encore, d’après les autorités, détournés par la contrebande dans le Delta en 2003, on s’aperçoit que la rente pétrolière nigériane, avant même sa redistribution, est sérieusement amputée. Malgré, ces « retenues à la source », le pétrole se place depuis le début des années 2000 devant l’agriculture, en assurant environ 40 % du PIB.

Les mauvaises années (production et/ou cours du brut en baisse), comme en 1995, la rente pétrolière n’a rapporté à l’État nigérian que 9,15 milliards de dollars. Mais elle se situait à environ 19 milliards de dollars en 2000, plus de 25 milliards en 2003 (43,3 % du PIB) et au-delà de 30 milliards de dollars en 2004. Car à la quote-part de production de brut dévolue à l’État nigérian, s’ajoutent les bonus sur l’attribution des blocs, les taxes sur les compagnies pétrolières, les flux d’investissements directs étrangers de ces dernières, etc. Le partage du « gâteau national » est bien sûr au cœur de la vie politique et socio-économique du pays depuis l’indépendance en 1960.

Avant d’analyser l’allocation fédérale statutaire de revenus, qui constitue la base de la redistribution de la rente pétrolière, il convient d’envisager d’abord deux principes, qui la sous-tendent : le principe de dérivation et le principe de dichotomie.

L’allocation statutaire de revenus fonctionne sur deux types de critères successifs : verticaux d’abord pour calculer la part qui revient à chacun des trois niveaux de gouvernement de la structure fédérale ; horizontaux ensuite pour déterminer la ventilation de l’enveloppe allouée d’une part aux États fédérés et d’autre part aux LGAs. On s’intéressera surtout ici aux États fédérés pour lesquels l’allocation statutaire représente plus de la moitié des recettes budgétaires et entre lesquels les rivalités de pouvoir sont les plus fortes. L’allocation statutaire aux LGAs, bien que moins importante en volume, représente proportionnellement davantage pour les LGAs qui ont peu de revenus propres. Mais, à la différence des États, les LGAs ne touchent pas directement leur enveloppe du gouvernement fédéral, mais via des comptes joints avec l’État fédéré dont ils dépendent, d’où une subordination évidente qui renforce le pouvoir des gouverneurs des États sur leurs LGAs.

Compte tenu de l’importance des sommes en jeux, la clé de répartition verticale est au cœur d’un ensemble de revendications antagonistes. Depuis l’indépendance, elle oppose surtout le gouvernement fédéral aux États fédérés, avant que ceux-ci ne s’affrontent ensuite, autour d’un clivage entre les États du Nord et ceux du Sud pour les droits simples, puis entre les États non pétroliers et les États pétroliers pour les droits dérivés.

Tableau 2
Ventilation de la rente pétrolière en % depuis 1977

Concrètement la principale clé verticale donnait, de 1992 à 2002, la formule de calcul suivante :

â–  Gouvernement fédéral	48,5 %
â–  États fédérés	24 %
â–  Gouvernements locaux	20 %
â–  Fonds spéciaux	7,5 %

(Les fonds spéciaux sont décomposés en zones pétrolières : 3 % ; environnement : 2 % ; budget du territoire fédéral d’Abuja : 1 % ; compte de dérivation : 1 % ; compte statutaire de stabilisation : 0,5 %) [20].

Mais depuis 1977, plusieurs modifications de cette ventilation étaient déjà intervenues, ainsi que l’illustre le tableau 1 qui en fait la synthèse, jusqu’à aujourd’hui.

Ces toutes dernières années, c’est surtout un arrêt de la Cour suprême du Nigeria rendu en avril 2002, invalidant les fonds spéciaux, qui relança les revendications autour des critères verticaux. Ces dernières s’étendirent ensuite aux critères horizontaux. En outre, un autre arrêt de la Cour suprême de 2002 restaura le principe de la dichotomie. L’exécutif fédéral avait donc l’occasion et l’obligation de revoir l’ensemble de la ventilation verticale.

Comme on le voit clairement sur le tableau qui précède, cette modification donna lieu à une opposition entre le gouvernement fédéral et l’organisme en charge de l’élaboration des critères et de la ventilation de l’allocation statutaire : la Commission Fiscale de Mobilisation de l’Allocation de Revenus (RMAFC) [21]. Au sein de cette instance, chaque État mandate un représentant, d’où des clivages entre régions et/ou entre États pétroliers et non pétroliers. La proposition de répartition, une fois adoptée par la RMAFC, est transmise au président qui doit la soumettre aux deux Chambres du Parlement. En cas de désaccord entre ces différentes instances, le président peut légiférer par décret, bien que ce droit lui soit contesté, au nom de l’interprétation de la Constitution de 1999, par certains États.

Mais l’Assemblée nationale et le Sénat n’ayant toujours pas approuvé la formule proposée début 2005, c’est le décret présidentiel de juillet 2002, qui est appliqué à titre provisionnel. Cette pratique est une constante dans la gestion des affaires économiques et financières du pays, dès lors que des blocages politico-financiers surviennent. C’est souvent le cas avec l’adoption du budget de la Fédération qui constitue pour les parlementaires des différentes régions, un moyen d’obtenir plus en réévaluant la base des recettes fiscales prévisionnelles et donc l’allocation statutaire, alors que l’exécutif fédéral tente de faire l’inverse. Pour le budget 2005, le président proposait des recettes sur une base de 27 dollars le baril. Le Sénat l’a contraint à revaloriser son projet de budget à 32 dollars le baril.

Dans les années 1960, trois nouveaux critères furent d’abord invoqués : la population de chaque État ; l’importance des besoins ; l’équité entre les États. Dans les années 1980, deux critères supplémentaires furent ajoutés : le développement social et la capacité interne de l’État à générer des revenus. Dans les années 1990, la pondération des critères était la suivante :

Ces paramètres horizontaux privilégiaient surtout les États les plus grands et les plus peuplés du Nord musulman au détriment des États producteurs de pétrole du Sud chrétien, qui moins développés mais riches en pétrole ne bénéficiaient qu’à 20 % de ces nouveaux critères. Ainsi, les cinq principaux États pétroliers de 1996, qui comptaient pour 90 % des recettes pétrolières ne recevaient que 19,3 % des fonds alloués aux États, alors que cinq grands États du Nord en recevaient 26 %.

Ce système de redistribution favorisa surtout la dynamique de multiplication du nombre des États et des gouvernements locaux qui permettait aux élites locales d’obtenir partout un accès direct à la rente pétrolière et ensuite via la création de leurs propres institutions fédérées (Assemblée, Sénat, Cours de justice, fonction publique, etc.) de toucher les prébendes qui en découlaient, tout en consolidant leur pouvoir au niveau local.

De trois régions, plus ou moins autonomes financièrement lors de l’indépendance en 1960, le pays se « décomposa » en plusieurs entités territoriales dépendantes de la redistribution orchestrée par le pouvoir central, au gré des régimes militaires qui dirigèrent le pays : quatre régions en 1963 ; douze États en 1967 [22] avec le lieutenant-colonel Yakubu Gowon ; dix-neuf États en 1976 avec le major Murtala Mohammed ; vingt et un États en 1987 puis trente États en 1991 avec le général Ibrahim Babangida ; trente-six États en 1996 avec le général Sani Abacha. Quant au nombre de LGAs, il est passé de 301 en 1976 à 449 en 1989, puis de 589 en 1991, et de 774 en 1996. La constitution de 1999 n’en reconnaît toutefois que 768. Dans ce système de redistribution par le haut, les LGAs sont arithmétiquement à la portion congrue pour l’allocation statutaire, bien que cette dernière soit est en théorie normalement complétée par une allocation de leur État fédéré. Mais dans la pratique elle ne leur parvient pas toujours. En se faisant prier, les États augmentent ainsi leur pouvoir de domination et le clientélisme au niveau local. Ce constat est d’autant plus préjudiciable que les LGAs doivent constitutionnellement s’acquitter d’un nombre de charges importantes concernant le développement socio-économique du pays, à commencer par l’enseignement primaire, certains services de santé et bien d’autres prestations de base aux populations.

Bien que ces six zones soient acceptées par les élites et les populations comme base du fonctionnement socio-politique de la Fédération, elles n’ont toujours pas été intégrées dans la constitution, suite au « retard » pris dans le processus de révision constitutionnelle, pourtant initié en 1999 par Olusegun Obasanjo dès son arrivée au pouvoir.

Désormais, ces six zones sont très utilisées dans le jeu politique national [24], y compris dans le cadre électoral pour les investitures, ou pour établir des comparaisons socio-économiques. Elles pourraient fournir un cadre adapté à la redistribution de la rente, mais tous les États, y compris ceux du Sud pétrolier, qui bénéficient depuis la restauration du principe de dérivation en 2000, d’une réorientation partielle et tardive des flux financiers, sont soucieux de préserver leur autonomie financière.

Le principe de dérivation restait cependant applicable aux ressources on-shore, ce qui généra pour l’année fiscale 1974-1975, au profit des minorités des États de Rivers et du Mid-West, soit une population combinée de 4,1 millions de personnes, une allocation de 241 millions de nairas [25]. Dans le même temps, les grandes ethnies des États de Western (Yorubas), East-Central (Ibos), North-Western et North-East (Haoussas et Foulanis), avec une population combinée de 30,2 millions, ne recevaient que 102,3 millions de nairas [26]. Cette situation inacceptable pour toutes les grandes ethnies de la Fédération entraîna progressivement l’abandon du principe de dérivation qui avait été, jusque-là, la pierre angulaire et un acquis fondamental du système fiscal d’autonomie régionale. Le principe de dérivation passa ainsi progressivement de 50 % en 1969 à 2 % en 1981, puis 1 % en 1989. Ces mesures s’ajoutèrent au contre-choc pétrolier qui provoqua l’effondrement des cours et frappa l’économie nigériane dans la seconde moitié des années 1980. Les minorités du Delta furent pendant deux décennies les oubliés de la redistribution, situation qui explique l’état général de sous-développement des zones rurales du Delta, malgré l’opulence très relative de ses zones urbaines, surtout liée à l’activité pétrolière. De plus, pendant 20 ans, les fonds en provenance de l’allocation statutaire, même fortement réduits, se sont évaporés aux niveaux des gouverneurs des États du Sud ou dans des projets urbains, au détriment des populations rurales qui subissaient les expropriations et pollutions diverses liées à l’activité pétrolière sans rien recevoir en échange.

Le pourcentage théorique de dérivation ne remonta à 3 % qu’en 1992, pour s’établir finalement à 13 % à partir de 2000, après le retour de la démocratie. Mais les revendications des minorités du Delta se sont poursuivies depuis sur deux fronts : pour obtenir d’abord la fin du principe de dichotomie, ensuite une hausse des 13 % alloués sur la base du principe de dérivation.

En février 2004 et contre la décision de la Cour suprême d’avril 2002, mais avec l’aval des deux chambres du Parlement, le président Obasanjo a finalement aboli le principe de dichotomie entre ressources on-shore et off-shore. Ce dernier devenait difficilement applicable du fait du dernier critère distinctif retenu, qui se basait sur la limite des deux cents mètres de profondeur du plateau continental. Vu l’absence de données informatiques sur la production autour de ce critère, rien ne permettait de l’appliquer. Mais un groupe de dix-neuf États du Nord, soutenu par trois États yoruba de l’Ouest, a introduit en août 2004 un nouveau recours en annulation devant la Cour suprême. L’instance était toujours pendante mi-2005.

Quant au pourcentage afférant au principe de dérivation, il a fait l’objet d’intenses tractations dans le cadre de la Conférence nationale qui s’est tenue à Abuja en mai et juin 2005. Cette Conférence devait élaborer les nouvelles règles de fonctionnement de la fédération, notamment en matière de fédéralisme fiscal et de contrôle des ressources. Les délégués y ont été nommés par les États sur la base de leur appartenance aux six zones géopolitiques et, dans le cadre de cette conférence, les délégués du Sud-Sud ont réclamé 25 %, puis 50 %, au titre du principe de dérivation.

Quelle que soit l’issue réservée à ces nouvelles revendications, grâce aux 13 % de dérivation intégrés à l’allocation statutaire, les États pétroliers du Delta reçoivent désormais plus que la plupart des autres États de la fédération, ainsi que l’illustre le tableau suivant. On y retrouve, exprimées en millions de nairas, les allocations statutaires respectives des États, et celles des LGAs perçues en 2003 [27]. Les neuf États pétroliers du Delta figurent en caractères gras. On voit clairement que les quatre plus importants producteurs, dans l’ordre, Delta, Bayelsa, Rivers et Akwa Ibom, se taillent la part du lion. Pour l’allocation statutaire des LGAs, on constate que les disparités sont plus importantes et que certains États haoussa-foulanis du Nord et yorubas de l’Ouest sont mieux dotés, soit une certaine forme de compensation.

Tableau 3
LGAs perçues en 2003

Quant aux critères respectifs de répartition entre d’une part les États, d’autre part les LGAs, ils devraient être à l’avenir, si la proposition de la RMAFC de septembre 2004 figurant plus haut est adoptée, les suivants :

Tableau 4
Les critères de répartition de la rente entre les États et les LGAs

On constate que, pour les LGAs, les critères insistent sur les réalisations individuelles en termes de développement, bien plus que dans le cas des États. Ce système, s’il constitue une prime au développement des LGAs, risque néanmoins d’accentuer les disparités. Il est en outre un peu paradoxal puisque les LGAs reçoivent moitié moins de fonds du gouvernement fédéral que les États. Cependant, la faible pondération de ces critères ne devrait pas freiner le processus des demandes de création de nouveaux LGAs. Leur limitation était pourtant l’un des objectifs affichés de la réforme.

Le tableau suivant permet de bien voir l’apport du principe de dérivation pour les États pétroliers du Delta. Il concerne le mois d’août 2004, qui était parfaitement en ligne avec la production sur l’année. Chaque mois, les comptes de l’allocation statutaire sont publiés par le ministère nigérian des Finances, dans certains organes de presse. Tous les États et tous les LGAs peuvent ainsi voir en temps réel ce que le gouvernement fédéral leur verse via l’allocation statutaire [28].

Tableau 5
Les neuf États pétroliers du Nigeria en chiffres

Dans un souci de simplification, le montant de l’allocation statutaire des États non pétroliers ne figure pas ici. En effet, les principaux critères de l’allocation statutaire (égalité, population, superficie, etc.) favorisent aussi une certaine homogénéisation entre États pétroliers et non pétroliers. On notera toutefois que sans les 13 %, l’État de Bayelsa, situé au centre du delta du Niger, donc peu peuplé, qui est le deuxième État producteur de pétrole de la fédération, se situe au dernier rang des trente-six États pour l’allocation statutaire. Pour les quatre grands États pétroliers, la dérivation leur permet de tripler, voire quadrupler leur allocation statutaire.

Quant à la répartition des 13 %, si la ventilation est arrêtée entre les différents niveaux, elle devra s’effectuer, sous l’autorité d’un Conseil du Fonds de dérivation [29] dans chacun des neuf États à condition que l’Assemblée nationale ratifie la proposition de la RMAFC de septembre 2004. Des critères devront toutefois être trouvés pour les deux derniers niveaux.

Tableau 6
Critères de partage selon les niveaux institutionnels

La redistribution est par nature une question clé et il bien difficile de modifier l’équilibre précaire des paramètres dans le sens d’une accroissement effectif de la dérivation vers les LGAs et les communautés du Delta. La responsabilité des gouverneurs des États du Delta, qui continuent de capter l’essentiel des fonds dérivés, est donc plus que jamais engagée. Car si le gouvernement fédéral détient du fait des différents textes en vigueur, tous les droits sur la ressource pétrolière et sa gestion, il les délègue sur le terrain aux gouverneurs et aux compagnies.

L’encadrement des activités pétrolières s’appuie aussi sur des lois et décrets fédéraux, qui introduisent des discriminations entre les différentes communautés du Delta, notamment à partir du statut de host communities. Ce dernier permet aux communautés ayant sur leur sol des installations pétrolières au sens large (puits, terminal, station de pompage, pipeline, raffinerie, siège ou bureaux des compagnies…), d’accéder de plein droit et en direct à des royalties et contrats de services auprès des compagnies. Ce statut génère des emplois et des retombées financières, qui exacerbent la compétition et parfois les conflits entre hosts communities, voire à l’intérieur des host communities lorsque les chefs traditionnels ou les personnes en charge de l’attribution de ces dividendes les détournent à leur profit. Ce statut crée en outre des jalousies avec les communautés voisines qui n’ont rien et dépendent encore plus de leur gouvernement local, lui aussi bien souvent démuni. C’est cette compétition, sur la base de lois fédérales perçues comme injustes par tous les exclus de ces prébendes, qui est à l’origine des troubles entre communautés dans le Delta. Quant à l’explication qui tend à faire de ces affrontements des conflits inter-ethniques, elle s’efface devant les rivalités entre voisins d’une même ethnie, entre villages d’un même clan, ou entre factions d’un même village. De plus, de nombreuses host communities, faute de représentativité et/ou de moyens d’action, sont exclues de toute redistribution, directe ou indirecte, alors que des entreprises contractantes appartenant à d’autres communautés extérieures au Delta, et notamment aux groupes ethniques majoritaires [30], obtiennent des contrats auprès des compagnies pétrolières. Cette pluralité de traitements entre les différentes communautés, dans leurs droits comme dans leur application, accentue bien sûr les inégalités, augmente les frustrations et alimente la violence dans le Delta. Il appartiendra aux gouverneurs d’utiliser les fonds dérivés pour réduire prioritairement ces inégalités. Mais peut-on leur faire confiance ? Même la NDDC [31], énième organe autonome en charge du développement du Delta, malgré des moyens renforcés, ne reçoit pas l’intégralité des financements spécifiques de l’exécutif fédéral et des États, alors que les compagnies s’acquittent de leurs contributions.

Si la corruption entrave effectivement le développement du Nigeria, il faut cependant admettre que bien peu de pays producteurs de pétrole, surtout en Afrique, font preuve de la même transparence en matière de redistribution de la rente pétrolière. C’est déjà un premier pas dans la bonne direction. Mais pour transformer l’essai, certains gouverneurs, surtout dans le Delta, devront assurément faire des progrès dans la gestion et l’utilisation des fonds qui leur sont confiés. Enfin, il n’est pas certain que la complexité des nouvelles modalités de partage favorise dans la pratique, une meilleure redistribution effective de la rente et donc, à terme, le développement.

Quant à la sécurité dans le Delta, elle ne pourra dépendre exclusivement de l’armée et de la police. Elle passe plus que jamais par une redistribution plus large, plus juste, et une meilleure coordination des projets de développement entre les différents acteurs : État fédéral, États fédérés, LGAs, NDDC, ONG, compagnies pétrolières et l’ensemble des communautés, quel que soit leur statut. Faute d’une telle réforme et malgré ou peut-être à cause de la montée en puissance des flux financiers, les tensions dans le Delta risquent de perdurer, voire de s’amplifier.