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SOCIETE NATIONALE DES HYDROCARBURES (SNH)

1

OPPORTUNITÉS D’INVESTISSEMENT DANS LE

SECTEUR EXPLORATION & PRODUCTION

AU CAMEROUN

CAPE VIIMalabo, 5 avril 2019

Dr. Serge Edouard ANGOUA BIOUELE,

Directeur de l’Exploration

PLAN DE LA PRESENTATION

1. BREF APERÇU SUR LE CAMEROUN

2. PRINCIPAUX ACTEURS DU SECTEUR E&P AU CAMEROUN

3. CADRE JURIDIQUE, CONTRACTUEL ET FISCAL

4. BLOCS EN PROMOTION

2

APERÇU SUR LE CAMEROUN

3

Situation : Afrique Centrale

Pays frontaliers : Nigeria, Gabon, République Centrafricaine, Congo

et Guinée Equatoriale,

Langues officielles : Anglais et Français

Population : 24 millions; Croissance 2,72% / an

Producteur de pétrole depuis 1977 : 27,7 Mbb en 2017

Producteur de gaz depuis 2012 : 13,9 BCF en 2017; LNG depuis

Avril 2018

Champion d'Afrique de football: 1984, 1988, 2000, 2002 et 2017.

CADRE INSTITUTIONNEL: PRINCIPAUX ACTEURS DU SECTEUR E&P AU CAMEROUN

4

SNH

SECRÉTARIAT GÉNÉRALDE

LA PRÉSIDENCE

MINISTERE EN CHARGE DES MINES

MINISTERE EN CHARGE

DE L’ENERGIE

MINISTERE EN CHARGE

DES FINANCES

MINISTERE EN CHARGE

DE L’ECONOMIE

MINISTERE EN CHARGE

DU COMMERCE

MINISTEREEN CHARGE DE

L’ENVIRONNEMENT

PRESIDENCE DE LAREPUBLIQUE

PREMIER MINISTERE

CADRE JURIDIQUE, CONTRACTUEL ET FISCAL DES ACTIVITES E&P AU CAMEROUN

5

Code Pétrolier : Loi N°99/013 du 22 décembre 1999 et son Décretd’Application n° 2000/465 du 30 juin 2000;

Code Gazier : Loi N°2012/006 du 19 avril 2012 et son Décretd’Application n°2014/3438/PM du 27 octobre 2014, visant àpromouvoir les investissements dans le secteur gazier,en aval ;

Loi N° 2011/025 du 14 décembre 2011 relative au développementdu gaz associé visant à promouvoir la réduction de torchage dugaz.

LE CODE PETROLIER (1/2)

6

• Identifie clairement la nature du Contrat Pétrolier: Contrat de Concessionou Contrat de Partage de Production;

• Offre des Conditions Spéciales pour l’exploration des Zones Frontières(Zones d’ Opérations Pétrolières Particulières);

• Contient plusieurs exemptions fiscales et douanières selon la Phase desOpérations concernée (Exploration, Développement et Exploitation);

• Pas d’impôt sur les bénéfices et les dividendes;

• Garantie la stabilité du régime juridique, économique et fiscal;

• Traite des aspects relatifs à la Protection de l'environnement, auémantèlement des équipements et à la Restauration des sites;

• 23 Contrats Pétroliers déjà signés sur la base de ce Code.

LE CODE PETROLIER (2/2)

7

Bonus de signature : Pas de paiement requis

Participation de l'État: > 10% (Négociable)

Cost stop pour Huile : 85 %

Cost stop pour Gaz : 70 %

Plusieurs autres conditions attrayantes et compétitives

PRINCIPALES INCITATIONS

LE CODE GAZIER

8

Offre de nombreuses incitations fiscales et douanières pour encourager les investissements dans les secteurs gaziers Midstream et Downstream ;

Garantie :

la stabilité du régime légal et fiscal et, les obligations de l’Etat pour sécuriser les investissements

des projets gaziers.

SOMMAIRE

Présentation des 09 blocs en promotion:

1. Bassin de Douala / Kribi-Campo (DKC) (06)

2. Bassin du Rio del Rey (RDR) (03)

9

BASSIN DE DOUALA/KRIBI-CAMPO ET DU RIO DEL REY

10

BASSIN DE DOUALA / KRIBI-CAMPO

11

BASSIN DE DOUALA / KRIBI-CAMPO (1/6)

12Prospects et Leads des précédents Opérateurs

Surperficie : 1 698 Km2

Localisation : Offshore, eau peu profondeet zone de transition

Découvertes, Prospects et Leads :

04 puits forés; Huile, gaz et condensats prouvés; Plusieurs Prospects cartographiés et non

forés.

1 - Bloc Etinde Exploration



2 - Bloc Tilapia

MviaYoyo

EboméSanaga

Surperficie : 3874,9 Km2

Localisation : Offshore / Eau peu profonde


11 puits forés; Découverte de gaz et condensats près de

Yoyo; Découverte d’huile (Coco Marine-1); Plusieurs Prospects cartographiés



3 - Bloc Kombe-NsepeSurperficie : 3 026 Km2

Localisation : Zones littorale et côtière


18 puits forés; Bloc jouxtant le champ de production d’huile de

Mvia; Huile récupérée des suintements; Les suintements d’Hydrocarbures indiquant

l’existence des roches mères du Cretacé et du Tertiaire;

Découvertes mineures d’hydrocarbures;

Prospects et Leads identifiés et cartographiés.



4 – Bloc Elombo

Surperficie : 2 405 Km2

Localisation : Offshore/eau peu profonde


06 puits forés;

Le puits CM-1A a rencontré de l’huile;

Plusieurs Prospects et Leads identifiés et /ou

cartographiés.



5 – Bloc Ntem

Surpercicie : 2 319 Km2

Localisation : Offshore/eau profonde > 500 m


01 puits foré (Bamboo-1), avec des indices d’huile;

Plusieurs Prospects et Leads identifiés et /oucartographiés.



5 – Bloc Bomono

Surperficie : 2327,5 Km2

Localisation : en Terre & zone de Transition


11 puits forés;

Découvertes de gaz et condensats;

Plusieurs Prospects cartographies, mais non forés.

BASSIN DU RIO DEL REY

18

Champs d’huile (vert) et gaz/condensats (rouge)

du bassin

BASSIN DU RIO DEL REY (1/3)


1 – Bloc Bakassi

Superficie : 736,9 Km2

Localisation : Zone de transition et onshore


05 puits avec une découverte de gaz dans le puits Ifiari-Marine-1 (IEM-1);

Prospects et Leads identifiés et/oucartographiés;

Echantillons d’huile récupérés dans les

suintements de surface.



2 – Bloc Bolongo Exploration

Superficie : 391,5 Km2

Localisation : Offshore (profondeur d’eau< 70 m)


03 puits avec indices d’hydrocarbures;

Prospects et Leads cartographiés à différentsniveaux stratigraphiques.



2 – Bloc Ndian River

Superficie : 2 510 km²Localisation : Zone de transition


04 puits forés;

Tests significatifs à gaz et condensats dans les sables Isongo d’âge Pliocène et Miocène ;

03 principaux Leads identifies (Isongo, Liwenyi et Bamusso)


22Prospects et Leads des precedents Opérateurs

2 – Bloc Ndian RiverSuperficie : 2 510 km²Localisation : Zone de transition

Discoveries, Prospects and Leads :

04 puits forés;

Tests significatifs à gaz et condensats dans les sables Isongo d’âge Pliocène et Miocéne ;

03 principaux Leads (Isongo, Liwenyi et Bamusso)

THANK YOU FOR YOUR KIND ATTENTION

NATIONAL HYDROCARBONS CORPORATION (SNH)

23

ESP WELL CANDIDATE SELECTION:

AN INVESTIGATION OF THE IMPACT OF COSTS ON PROJECT ECONOMICS

CAPE VIIMalabo, 5th April 2019

Peter ENGA

Production Manager, National Hydrocarbons Corporation (SNH)

CONTENTS

• INTRODUCTION• WHAT IS AN ESP ?• FEATURES OF ESPs• ESP APPLICATIONS IN

CAMEROON• ECONOMIC ANALYSIS OF ESP

PROJECTS• PROJECT CASE• COMMENTS• CONCLUSIONS

24

INTRODUCTION (1/2)

25

0,0

10,0

20,0

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70,01977

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1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Cameroon annual oil production (MMSTB)

Source : SNH

INTRODUCTION (2/2)

26

• Gaslift is commonly employed as an artificial lift method incameroon offshore fields

• Increasingly, electrical submersible pumps (ESPS) are used toachieve higher drawdown and production volumes

• Installing ESPS are often accompanied by high capital investmentsin workovers, platform infrastructure, power generation, surfacewater handling facilities, etc.

• The impact of these costs on ESP project economics has beeninvestigated

WHAT IS AN ESP ?

27

Main components: downhole centrifugal pump and electric motorlinked to power source at the surface.

FEATURES OF ESP

28

• Compared to gaslift, ESP achieves 3 times more drawdown and 4times more liquid lift volume

• Produce higher water-cut wells to improve recovery in high viscosityoil reservoirs

• Limited use in high gas-liquid-ratio wells and wells producing sands

ESP APPLICATIONS IN CAMEROON

29

Favoured by:

Decrease in high pressure gas availabilityfor gaslift

Making available gas to use in other wells

Higher lifting capacity needed to producehigh volume wells (1) drain viscous oilsswept by active aquifer and (2) improverecovery factor

Higher profitability compared to gaslift

ECONOMIC ANALYSIS OF ESP PROJECTS

30

Projects NWInc.

reserves (MMSTB)

CAPEX (MMUSD) KPIs

WO PS PG WH-I TOTALNPV

(MMUSD)BCR

Project 1 8 3.96 7.30 0.00 1.19 14.39 23.27 45.44 0.94

Project 2 7 5.72 6.79 0.00 0.88 12.36 20.03 103.53 1.99

Project 3 6 7.70 6.15 0.00 5.20 5.75 17.11 226.47 3.69

Project 4 2 0.62 4.26 1.16 1.24 0.00 6.66 17.75 1.72

Project 5 1 0.17 1.71 0.05 0.34 0.00 2.10 4.01 1.01

Project 6 1 0.30 1.99 0.02 0.39 0.00 2.40 4.64 0.79

Project 7 1 0.45 1.00 0.00 0.00 0.00 1.00 8.99 1.52

Project 8 2 0.62 2.10 1.67 0.98 0.05 4.80 11.41 0.94

Project 9 2 0.72 2.00 6.00 2.50 0.00 10.50 7.46 0.39

NW: number of wells / WO: workover / PS: platform space / PG: power generation / WH-I: water handling or injection / NPV:money net present value / IRR: project internal rate of return / BCR: project benefit-cost ratio / KPIs: Key Performance Indicators

Basic input dataField routine OPEX 9.58 USD per barrelESP servicing interval 1.50 yearsInflation Rate 2.00 %Discount Rate 10.00 %CAPEX Amortization 20.00 % per year

Specific OPEX 0.80 MMUSD per workover

Oil Price (2019 onwards) 50 USD/STB

PROJECT 2 CASE (SEVEN WELLS)

31

0,00050,000

100,000150,000200,000250,000300,000350,000

KBLS

Years

W-01 (2014)

W-02 (2014)

W-03 (2015)

W-04 (2018)

W-05 (2019)

W-06 (2020)

W-07 (2020)

0,0020,0040,0060,0080,00100,00120,00140,00160,00180,00200,00

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,00

MMUSD

MMUSD

Years

Annual cash-flows cumulative cash-flow

Number of ESPs / wells

7 -

Period of analysis 2014 - 2031 18 years

Incremental reserves

5.27 5.72 6.12 MMSTB (LC/BC/HC)

Conversion workovers

6.79 MMUSD

Power generation 0.88 MMUSD

Water handling 12.36 MMUSDTotal CAPEX 20.03 MMUSD

NPV (MMUSD) 108,78

BCR 2,14

PROJECT 8 CASE (TWO WELLS)

32

0

50

100

KBL

S

Years

Production profile per well

Well-01

Well-02

Number of wells 2 -Period of analysis 2019 - 2026 08 yearsIncremental reserves 0.62 MMSTBConversion workovers 2.10 MMUSDPlatform modification 1.67 MMUSDPower generation 0.98 MMUSDWater injection 0.05 MMUSDTotal CAPEX 4.80 MMUSD

-10,00

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2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 MM

USD

MM

USD

Years

Annual cash-flows Cumulative cash-flow

NPV – 10% (MMUSD) 11.41BCR 0.94

COMMENTS

33

• Project 2: CAPEX OF 20.03 mmusd rewarded by an NPV (10%) of108.52 MMUSD AND A BCR OF 2.06

• Project 8: CAPEX of 4.80 mmusd rewarded by an NPV (10%) of11.41 MMUSD and a BCR of 0.94

• Project 7 (one well): low CAPEX exposure of 1.00 MMUSD rewardedby an NPV of 8.99 MMUSD and a bcr of 1.52

• Projects 10 and 11 (not simulated):

Not satisfactory; CAPEX of 9.03 MMUSD and 2.39 MMUSD spentrespectively

Revamping work planned

CONCLUSIONS

34

• All ESPs running are economically attractive

• Priority should be given to ESP candidates with low capitalexposure

• Select new candidates on platforms with many ESPs alreadyrunning

• Operational and downhole conditions still pose challenges to getESPs working

THANK YOU FOR YOUR ATTENTION!

35

36

PROJET FLNG « HILLI EPISEYO »------------------------------------------------

INSTALLATION ET EXPLOITATION D’UNE USINE FLOTTANTE DE LIQUEFACTION DE GAZ NATUREL AU LARGE DE KRIBI

(CAMEROUN)

SOCIETE NATIONALE DES HYDROCARBURES

CAPE VIIMalabo, 5 Avril 2019

Jean-Jacques KOUMConseiller N°2/ Directeur du Gaz

Société Nationale des Hydrocarbures (SNH)

PLAN DE L’EXPOSE

• INTRODUCTION

• CONTEXTE DU PROJET

• DESCRIPTION DU PROJET

• CADRE CONTRACTUEL

• DEROULEMENT DU PROJET

• BENEFICES DU PROJET

• CONCLUSIONS

37

INTRODUCTIONDONNEES STATISTIQUES SUR LE CAMEROUN

38

• Localisation : Afrique Centrale – Moteur économique de la zone CEMAC ;

• Langues officielles : Français & Anglais ;

• Population : 24 Millions – Croissance démographique 2,72% par an ;

• Economie diversifiée : Petrole, Gaz, Cacao, Café, Bois, Caoutchouc ;

• PIB (2017) : 1487.14 USD par habitants ;

• Taux de croissance : 4% ;

• Stratégie économique : Pays Emergent à l’horizon 2035 ;

• Production pétrolière depuis 1977 : 27.7 MMBBLS d’huile en 2017 ;

• Production de gaz naturel depuis 2012 : 13.9 BCF in 2017; Production de GNL depuis Mars 2018 ;

• Production d’électricité au gaz naturel (capacité installée : 216 MW / 1500 MW ;

• Réserves de gaz naturel prouvées : 6 TCF

• Coopération internationale Oil&Gas : EITI, IGU, GGFR, Zero Routine Flaring

• Champions d’Afrique de Football (1984, 1988, 2000, 2002, 2017).

39

CONTEXTE DU PROJETDomaine Minier National

Ressources gazières nationales

CONTEXTE DU PROJET

Infrastructures pétrolières et gazières

Logbaba facilities

MviaProduction

facilities

Gas Processingfacilities

(280 MMscf/d)

Kome - Kribi Terminal

Ebome Marine Terminal

FLNG Hilli Episeyo(World first FLNG

Conversion)~2,4 MTPA

Massongo FSO OilTerminal

40

41

CONTEXTE DU PROJETStratégie de Valorisation des Ressources Gazières Nationales

DESCRIPTION DU PROJET

42

GPL

Condensats

Gaz sec

Gaz humide

Export (3 250 bpd)

23 000 Tonnes/an

1,2 MTPA de GNL /an

Partenaires Sanaga

Golar

SNH

Partenaires EBOME

Dénomination : Installation et Exploitation d’une Usine Flottante de liquéfaction de gaz naturel au large deKribi sur la cote atlantique camerounaise dénommée « Hilli Episeyo « ;

Allocation de réserves : 500 BCF dans le périmètre des Associations SANAGA et EBOME (offshore Kribi)situées dans le Bassin de Douala/Kribi-Campo

Production de GNL (contractuelle) : 1.2 millions de tonnes par an (MTPA) de GNL ; Durée du Projet : 8 ans ; Parties prenantes : SNH, (Cameroun); PERENCO, opérateur amont (France/UK); GOLAR, liquéfacteur

(Norvège) ; Consistance du Projet : Extension du Centre de traitament de gaz naturel de Bipaga, en vue de la

récupération des liquides (GPL, Condensats), et du transfert de gaz sec vers le Hilli Episeyo ; Production CPF Bipaga : 180 mmscfd de gaz sec ; 3250 bepd de Condensats, et 23 000 tonnes/an de GPL ;

43

DESCRIPTION DU PROJET

44

PERCAM

ETAT/SNH

GOLAROfftaker

CONTRAT DE PARTAGE DE PRODUCTION SANAGA

CONTRAT DE LIQUEFACTION

Code Pétrolier Code Gazier

Gaz humide

PERCAM

SNHGNLPERENCO

CONVENTION GAZIERE

PERENCOGNL

CADRE CONTRACTUEL ET STRUCTURE DU PROJETStructure contractuelle simplifiée du Projet

GMTS

45

CADRE CONTRACTUEL ET STRUCTURE DU PROJETAspects Institutionnels

ROLE PIVOT ASSURE PAR LA SNH

SNHMINISTERE CHARGE DE L’ENVIRON-

NEMENT

MINISTERE CHARGE

DES FINANCES

MINISTERE CHARGE

DES MINES

MINISTERE CHARGE

DE L’ENERGIE

MINISTERE CHARGE DE

L’ECONOMIE

MINISTERE CHARGE DU COMMERCE

Réaliser les études préliminaires nécessaires sur toute proposition de projet soumise par les partenaires éventuels, en s’appuyant sur les usages de l’industrie pétrolière et gazière en la matière ;

S’assurer d’une structuration optimale du Projet dans le respect des standards internationaux du secteur pétrolier et gazier

Mobiliser l’Expertise nécessaire auprès desAdministrations compétentes, et organiser la présentationdu Projet à la Partie Camerounaise afin d’assurer unebonne compréhension du Projet et des actions àimplémenter au cours de sa réalisation.

Organiser et conduire les négociations pour tout contrat ouaccord pétrolier ou gazier, notamment des conventionsgazières, contrats de partage de production, et autresaccords commerciaux. Mener toute les investigationsnécessaires y relatives.

Gérer les intérêts de l’Etat dans le secteur pétrolier etgazier, notamment dans le cadre de ce Projet, et s’assurerde la mise en œuvre complète par chacune des parties deses obligations contractuelles et commerciales.

46

• Principal Challenge: “Développer en mode “fast-track” un Projet LNG complexe etinnovant, en regroupant des acteurs présentant chacun une taille, une spécialisation et desobjectifs différents, sur la base d’un cadre contractuel et législatif non-orienté GNL” ;

• Processus : Identifier les éléments appropriés de la Loi portant Code Pétrolier de 1999, deson Décret d’Application (Législation pétrolière Amont) et des contrats de partage deproduction (CPP) concernés par le Projet ; et de la Loi portant Code Gazier de 2012 et deson Décret d’Application (Legislation gazière Aval) AFIN DE GARANTIR UN BONDEROULEMENT DU PROJET.

• Resultats : Une Structuration appropriée du Projet FLNG : En faisant de l’ensemble du projet un Projet Amont pour les Contractants Amont (Etat,

Opérateur), signataire du CCP ; En positionnant “les operations de liquefaction” dans le secteur gazier aval tel que

prescrit par le Code Gazier (2012), et comme un service effectué par le Liquéfacteurpour les Contractants Amont.

CADRE CONTRACTUEL ET STRUCTURE DU PROJETAspects Institutionnels

ROLE PIVOT ASSURE PAR LA SNH

EXECUTION DU PROJETDates clés

47

Q4-2014Q4-2015

Appel d’offres pour le recrutement d’un Acheteur de GNL

Négociation amendement CPP Sanaga Sud (13/10/15)

Signature Convention Gazière (30/09/15)

Signature Pré-accord Sale and Puchase of LNG (26/11/15)

Signature Pré-accord LTA (15/10/15)

FIDQ4-2017

Construction CPF & FLNG Signature du Contrat de Service de

Liquéfaction (Novembre 17) Construction par la SNH du Dépôt

GPL de Bipaga

Q3-2018

Commissioning CPF & FLNG Commissioning du Dépôt GPL Certificat d’acceptation

Début Période Commerciale

BENEFICES DU PROJET

- Création d‘emplois en phase EPC & O&M : 1000 emplois en phase EPC ; 200 emplois en phase O&M ;

- Accroissement de la production nationale d’hydrocarbures d’environ 30.000 bep/j dans un contexte de déclin de laproduction nationale de pétrole brut ;

- Réduction des importations de GPL d’environ 30%, et réduction significative des subventions de l’Etat sur le prix devente des GPL sur le marché domestique ;

- Contribution annuelle de Golar au Fonds de Formation Professionnelle des ressources humaines locales ;

- Contribution de Golar au Fonds de Développement des capacités des entreprises locales ;

- Le Projet FLNG HILLI EPISEYO FLNG offre au Cameroun une solution efficiente et « cost effective » pour unevalorisation en « fast track » de 500 BCF de gaz naturel au large de Kribi. Cette expérience pourrait être repliquéepour la valorisation d’autres ressources gazières en attente de valorisation dans les bassins du Rio del Rey et deDouala/Kribi-Campo.

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Years

Annual Crude Oil Production(Million BBls)Annual Natural GasProduction (BCF)

Producteur de pétrole brut depuis 1977 avec un pic en 1985 à 181 943 bbl/j (production annuel 66.4 million bbls) ;

Producteur de gaz naturel depuis 2012.

Production journalière estimée à 69 247 bbl/j de pétrole brut et 56,03 mmscfd de gaz naturel ;

BENEFICES DU PROJETImpact du Projet FLNG HILLI EPISEYO sur la production nationale

d’hydrocarbures

Source : SNH

CONCLUSIONSUne décision d‘investissement dans un environnement

défavorable

FID FLNG

Data Source : Thomson Reuters50

CLNG MOU

CLNG SUSPENDED

FLNG START

SEGAZCAM LNG

51

- Le Projet FLNG HILLI EPISEYO offre au Cameroun une solution efficiente et « cost-effective » pour une valorisation en « fast-track » de 500 BCF des ressources gazières au large de Kribi. Cette expérience pourrait notamment être dupliquée sur dans lecadre de la valorisation des ressources découvertes sur d’autres champs gaziers des bassins du Rio del Rey ou deDouala/Kribi-Campo ;

- Le succès de l’implémentation rapide de ce Projet résulte notamment de quelques facteurs clés tels que : (i) l’excellentequalité du Partenariat développé entre la SNH, PERENCO and GOLAR; (2) la flexibilité et le pragmatisme de l’Etatcamerounais à s’accomoder à un projet innovant de ce type; (iii) le rôle essentiel de pivot joué par la SNH en tant que garantdes intérêts de l’Etat dans la valorisation des hydrocarbures liquides et gazeux au Cameroun; (iv) le processus décisionnelpragmatique qui caractérise l’opérateur amont PERENCO ;

- La mise en place d’un cadre fiscal et contractuel en s’appuyant sur les éléments appropriés de la Législation et de laRéglementation existante du secteur pétrolier et gazier au Cameroun (Code Pétrolier, Code gazier) s’est avérée essentiellepour la prise de la Décision Finale d’Investissement en novembre 2015 ;

- L’Industrie pétrolière et gazière pourra de à coup sûr capitaliser des premières expériences de FLNG au Cameroun, enMalaysie, et partout ailleurs dans le monde. La technologie du FLNG apparaissant comme un « game changer », et constitue undébouché excellent pour le secteur de l’énergie au Cameroun. Ce projet a notamment permis un accroissement de laproduction nationale d’hydrocarbures d’environ 30.000 bep/j, dans un contexte déclinant de la production d’huile. Lesimportations de GPL ont été réduites d’environ 30%, et les subventions allouées par l’Etat sur le prix des GPL ontsignificativement diminuées ;

- D’autres pays africains pourraient de manière certaine tirer profit de cette expérience, afin de promouvoir le développementde champs gaziers de petite taille, offrant ainsi une option de développement de leur secteur énergétique, dans le cadre d’unpartenariat gagnant-gagnant contribuant à une croissance inclusive.

CONCLUSIONS

MERCI DE VOTRE ATTENTION

52

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