Contribution du Forum civil au projet de réforme du Code pétrolier

Commentaires liminaires 

Nous partageons in extenso la Contribution du Forum Civil au  projet de réforme du Code pétrolier.
La contribution est assez complète et contient de nombreuses propositions très pertinentes que les rédacteurs du Code gagneraient à intégrer.

Néanmoins nous la jugeons trop timorée, trop libérale et sur des bases assez favorables aux compagnies pétrolières internationales.

Pour nous le Code pétrolier ainsi que touts les régimes d'exploitation des ressources naturelles doivent  avant tout respecter le principe de droit international coutumier de souveraineté permanente sur les ressources naturelles qui reconnait à l'Etat le droit de réglementer les activités énergétiques sur son territoire. Comme le dit la constitution les ressources naturelles appartiennent au peuple, leur exploitation doit se faire dans l'intérêt de ce peuple qui doit en tirer le maximum de bénéfices et supporter le minimum d'inconvénients. Ainsi le rôle de la compagnie nationale (PETROSEN) censée défendre les intérêts nationaux doit être élargi et renforcé pour ne pas se limiter à celui d'éternelle  "dame de compagnie" des compagnies Major ou Junior étrangères. L'objectif à terme est de pouvoir mobiliser sur certains projets les  ressources humaines, les capitaux et les technologies requises pour pouvoir extraire avec l'assistance de partenaires stratégiques les ressources minérales. Cette occupation de toute la chaîne de valeur de l'industrie  pétrolière et gazière d'amont en aval doit être un objectif à moyen et long terme en passant par le transfert de technologie et de connaissance et en contrôlant le rythme d'exploration et d'extraction des gisements.

Ainsi le Code pétrolier doit faire une part aux  contrats de service et non simplement copier le modèle immuable du contrat de partage de production. Cet élargissement doit être pris en compte dans les contrats types.

Sur les questions environnementales et social  il faudra harmoniser le Code de l'Environnement et le Code Pétrolier avec les dispositions des textes internationaux les plus récents dans le domaine notamment le Protocole additionnel à la Convention d’Abidjan relatif aux normes et standards environnementaux applicables en matière d’exploration et d’exploitation pétrolière et gazière offshore, la Directive CEDEAO  en date du 27 mai 2009 portant sur l’harmonisation des principes directeurs et des politiques dans le secteur minier, La Convention Africaine sur la Conservations de la Nature et des ressources naturelles (2003 Maputo).  Mohamed Ayib Daffé 

OBSERVATIONS ET PROPOSITION DU FORUM CIVIL SUR LE PROJET DE CODE PÉTROLIER

INTRODUCTION

Le Forum Civil, section sénégalaise de Transparency International constate que, par rapport au Code pétrolier de 1998, le nouveau projet de Code Pétrolier (CP) présente des progrès substantiels notamment sur :

• L’introduction du principe de l‘appel d’offres ;
• L’instauration d’un bonus de signature et de production ;
• La mise en place d’une commission d’examen et de négociation des contrats ;
• La limitation des exonérations fiscales et douanières à la période d’exploration/développement (avec toutefois des réserves) ;
• L’introduction d’une garantie bancaire pour les engagements contractuels de travaux minimum à la place d’une garantie de maison-mère sans valeur, « facteur R ».

Le projet de Code Pétrolier demeure, toutefois, largement perfectible particulièrement dans les domaines relatifs aux questions fiscales, de contrôle de la production et sur l’environnement notamment.

En outre, beaucoup de points essentiels pour ne pas dire critiques sont renvoyés aux contrats pétroliers, ce qui expose à des risques d’incohérence, de manipulation, de doubles standards, voire de corruption.

Selon les meilleures pratiques un CP traite des principes généraux, le contrat-type des règles générales et les contrats traitant des spécificités.

Ainsi, pour restreindre les zones d’incertitude et de « subjectivité », il est nécessaire d’adjoindre l’annexe d’un contrat-type au code.

Les dispositions fiscales ne sont pas bien verrouillées, elles comportent ainsi une brèche ouverte béante !

Du point de vue de la structure, les 2 CP (1998 et 2018) sont quasi similaires avec respectivement 11 chapitres répartis en 71 articles, d’une part, et 10 chapitres couvrant 75 articles d’autre part.

Selon l’ordonnancement du texte, article par article, les observations et propositions du Forum Civil portent sur vingt-neuf (29) articles (I) sur les soixante-quinze (75 article du projet de Code.

Les points qui n’ont pas été prises en considération par le projet de Code (II), conformément au benchmarking prenant en compte les meilleures pratiques, et prenant en considération les recommandations pertinentes des institutions, organisations et pays de référence sont résumés à la     suite (points les plus importants soulignés, à traiter).

I : PROPOSITIONS ET OBSERVATIONS SELON L’ORDONNANCEMENT DU PROJET DE CODE PETROLIER.

Ces observations et propositions concernent les articles 2, 3, 4, 5, 6, 10, 15, 18, 19, 21, 26, 29, 34, 40, 44, 45, 46, 49, 50, 51, 52, 53, 56, 57, 58, 59, 64, 71, 72.

Article 2

La définition du terme « contrôle » est trop limitative et n’est pas conforme aux normes et standards internationaux. Le contrôle peut être « de jure », (détention d’une majorité du Capital et/ou des droits de vote), ou « de facto » (pouvoir de nommer les organes d’administration (CA), de surveillance (CS) ou de management (DG) -ou de s’y opposer-. D’où la nécessité pour l’État ou la société pétrolière nationale (SPN) de disposer des postes de DGA et/ou de PCA dans les sociétés d’exploitation attributaires des titres.

La définition du « facteur R » (« ratio entre les revenus cumulés et les investissementscumulés sur une même période ») n’est pas adéquate. La correcte définition c’est « Revenus Cumulés sur les Charges Cumulées ». On ne peut en effet rapporter des revenus (des produits d’un point de vue comptable, selon les normes IFRS-International Financial Reporting Standards- et SYSCOHADA) à des investissements (qui sont des actifsbilanciels). La symétrie des revenus (produits) ce sont des coûts (au sens de charges), en vertu des principes comptables pertinents (permanence des méthodes, image fidèle, importance significative ou relative, spécialisation ou indépendance des exercices, non compensation).

Article 3

La référence à la constitution (Article 25 stipulant que les ressources naturelles appartiennent au peuple) doit être rappelée.

Il convient de corriger la faute typographique « la gestion des revenus pétroliers doit notamment garantit » par « doit…garantir ».

Article 4

Les conditions d’octroi d’un titre minier d’hydrocarbures (TMH) doivent inclure (outre les capacités techniques et financières à évaluer selon les procédures de due diligence rigoureuses conformes aux meilleures pratiques pour les sociétés pétrolières), la non domiciliation de la société ou de sa maison mère dans un paradis fiscal, (pays à fiscalité privilégié ou un territoire non coopératif ou dans un pays à juridiction non transparente).

Article 5

Seuls un bonus de signature et un bonus de production (A26) sont prévus. Il convient en outre de prévoir le principe d’un bonus de découverte, conformément aux meilleures pratiques (la découverte commerciale étant un évènement important à marquer). Les bonus sont généralement un triptyque. Des critères de détermination des bonus doivent être prévus

Article 6

La participation de l’État via la société pétrolière nationale en phase d’exploitation ne devrait pas être limitée à la tranche 10-30%, mais 10-35%, pour pouvoir avoir voix au chapitre et peser sur les décisions stratégiques. En outre – l’implication du secteur privé national doit être prévue avec une possibilité de porter la participation globale de l’État et du privé national à 50% plus une action.

Article 10

Il faut lever l’ambiguïté consistant à indiquer que les contrats pétroliers sont « négociés par le Ministre » (chargé du secteur pétrolier et gazier) qui « s’appuie sur une commission d’examen et de négociation » alors que, par ailleurs, « l’instruction des dossiers de demande de titre minier d’hydrocarbures est réalisée par le ministère”. Les contrats pétroliers doivent être négociés, sous la supervision ou la coordination du Ministre, par la commission d’examen et de négociation qui doit être une équipe polyvalente, pluridisciplinaire, compétente et expérimentée (ingénieurs, juristes, fiscalistes, financiers, commerciaux, logisticiens…) incluant des représentants qualifiés de tous les Ministères ou entités administratives directement ou indirectement concernés (mines, énergie, finances, environnement, intérieur, santé, éducation, justice, infrastructures, industrie, agriculture, pêche…). La société civile et le secteur privé national doivent aussi être associés.  Expertise, expérience, compétence, probité, intégrité sont les clés de négociations couronnées de succès, processus qui doit être structuré, avec des objectifs bien définis et une stratégie claire. Pour éviter toute équivoque, le Ministre doit être tenu par l’avis conforme de la commission, d’autant plus que celle-ci inclut des membres de son ministère. Ce point est absolument crucial en ce qu’il permet d’éviter que le Ministre puisse décider de manière discrétionnaire et arbitraire. La commission doit donc être inclusive. Sous réserve de ces précautions d’usage en matière d’indépendance et d’objectivité, elle peut être présidée par un représentant du ministère (en charge du secteur pétrolier et gazier). Droit de vote oui, droit de véto, non ! Il est important que cette question particulièrement importante du point de la transparence du processus, soit traité dans le code et non pas dans un décret ou des textes d’application. C’est cela qui est conforme aux meilleures pratiques en matière de normes et de standards (conformément aux recommandations pertinentes de l’ITIE).

L’appel d’offres doit être lancé par le ministère (et non par le Ministre), ou par une autre entité sur la base d’une délégation de service public.

Article 15

Seul le CPP (contrat de partage de production) est mentionné, compléter avec le contrat de services (ou alors indiquer contrat pétrolier, terme plus générique qui inclut les 2 types de contrat).

En outre, les taux d’abandon lors des renouvellements de l’autorisation d’exploration doivent être encadrés : 25% lors du 1er renouvellement, et 50% lors du 2e pour éviter un gel inapproprié des zones d’exploration non utilisées.

Article 18

2. Harmoniser la terminologie « obligations de travaux » dans cet article, d’une part, et « programme minimum de travaux» et « engagements minima de travaux », mentionnés dans l’Article 19 suivant, d’autre part,  et définir le terme en Article 2. La terminologie préférable, selon les meilleures pratiques, c’est « programme minimum de travaux » (PMT) car cela inclut les budgets-programmes correspondants. Les programmes minima de travaux (PMT) doivent être suffisamment détaillés et justifiés (avec l’exigence d’utiliser les techniques et méthodes les plus appropriées, selon l’état de l’art), avec un chronogramme précis (avec un fin découpage, mensuel ou trimestriel) pour en faciliter le contrôle.

Les budgets minimums de dépenses (BMD, terme à définir également à l’article 2) doivent être cohérents avec les PMT dont ils découlent et expriment la traduction financière ils doivent répondre aux normes et standards d’un budget avec les paramètres de quantité, de coût unitaire et de dépenses totales, en prix constants (réels, effectifs) et prix courants, (pour mettre en exergue l’effet inflationniste) si la période couverte dépasse 5 ans. Les BMD doivent faire l’objet d’un contrôle a priori (cohérence, pertinence) et a posteriori (évaluation sur la base d’indicateurs de performance transparents, mesurables, fiables et appropriés-SMART)

Les garanties fournies par la SPE (société pétrolière étrangère) pour les PMT et BMD doivent être des garanties bancaires irrévocables, inconditionnelles et à première demande, acceptables (et en aucun cas des garanties de « maison-mère » ou d’affiliées ou des garanties personnelles). Elles doivent être émises par une banque de 1er ordre domiciliée au Sénégal ou disposant d’un correspondant ou d’une filiale au Sénégal.

1. d) Les dispositions financières, fiscales et douanières doivent faire référence, respectivement, au Code Général des Impôts (CGI) et au Code des Douanes (CD). Ces dispositions ne doivent pas être différemment mentionnées dans les contrats avec un risque de contradiction ou d’incohérence. Voir mention dans l’Article 47 ci-dessous, pour explication)
2. e) Les éléments génériques de contenu local doivent faire référence à la loi sur le contenu local, qui doit couvrir les 3 catégories usuelles :

(1) recrutement et formation initiale et continue du personnel local (avec un plan de sénégalisation)

(2) recours aux entreprises locales (approvisionnements, sous-traitance, prestations de service)

(3) dépenses sociales (santé, éducation, services sociaux de base) et investissements dans les infrastructures (eau, assainissement, électrification, voies d’accès…)

1. f) – La mention relative aux « règles relatives à la cession ou au transfert des droits et obligations du Titulaire » doit être complétée par la disposition suivante : “la solidarité entre le ou les cédants et le ou les cessionnaires est une obligation, notamment pour le paiement des droits, impôts et taxes induits ».
2. g) La mention « les dispositions relatives à la participation de l’État ou de la société pétrolière nationale, à tout ou partie des opérations pétrolières» doit inclure également le secteur privé national.
3. i) La hiérarchie de traitement des différends doit être : solution amiable, expertise indépendante (pour les questions purement techniques, CCI/CIE-Centre International d’Expertise), médiation (CCI-ADR-Amicable Dispute Resolution) et arbitrage (arbitrage commercial selon les procédures CCI/CIA ou CNUDCI ; un arbitrage d’investissement CIRDI est plus favorable aux investisseurs, donc asymétrique, à éviter autant que possible). La plupart des pays étudiés stipulent l’arbitrage selon la procédure CCI (Chambre de Commerce Internationale) :

• La loi sénégalaise doit toujours être la référence, quels que soient le lieu, l’instance et la procédure ;
• Une clause de publicité de la procédure et des sentences arbitrales (implication des communautés locales) doit être prévue dans la loi (code pétrolier) et s’imposer à tout contractant (c’est la norme).

1. k) l’EIES : l’étude d’impact environnemental doit inclure les impacts sociaux, et être réalisée (ou auditée) par une entité indépendante compétente acceptable (cf short liste utilisée par les IFI de développement) :

• L’EIES doit toujours préciser les normes de référence (CIMM, BIT, SFI, ISO, OCDE,) les plus récentes, et bannir toute norme obsolète (que les SPE ont tendance à utiliser, au rabais, dans les pays en développement, moins conscients ou informés de l’état de l’art en la matière) ;
• Le PGE : élaborer (et faire valider par une entité qualifiée et/ou la Direction de l’environnement) avant le début de production, à actualiser/mettre à jour régulièrement, périodicité en fonction des risques identifiés ;
• Abondements et provisions du fonds de réhabilitation à domicilier dans un compte bancaire spécial, compte séquestre, trust ou fiducie, audité annuellement par un cabinet indépendant, pour s’assurer de la pleine, suffisante et entière disponibilité des fonds en temps voulu. Le montant des provisions à constituer dans le compte doit être, le cas échéant, réévalué et réajusté en fonction de l’évolution des risques identifiés ou découverts au cours du processus d’exploration et d’exploitation.
• Les coûts inhérents à l’expropriation, au déplacement, au transfert, à la relocalisation, à la réinstallation et à la restauration des populations déguerpies sont exclusivement à la charge de la SPE.
• Le consentement préalable libre et éclairé (CPLE ou FPIC-free Prior informed consent) des collectivités, communautés et entités impactées par le projet, doit toujours être obtenu, vérifié, établi et documenté.

Le Ministre des Finances devrait, comme par le passé, cosigner les contrats extractifs et non donner un avis partiel et parcellaire sur les seules dispositions financières, fiscales et douanières.

Article19

La garantie d’une banque de réputation internationale (terminologie vague et sujette à…caution) doit être ainsi complétée (conformément aux meilleures pratiques) : elle doit être une « garantie irrévocable à première demande ».

Article 21

Il n’est pas suffisamment précis de requérir une évaluation « avec diligence » d’un gisement commercialement exploitable. Il convient, pour éviter toute velléité de dilatoire (arbitrage temporel défavorable avec d’autres gisements par ailleurs), de fixer des délais, avec possibilité de renouvellement. Tout comme pour les périodes d’exploration et d’exploitation, tout évènement à fait générateur majeur doit être bordé par un délai limite, autrement la SPE aura le champ libre pour faire trainer les choses.

Dans le même ordre d’idées, les périodes de rétention devraient être réduites à un (1), et deux (2) ans, respectivement, pour les hydrocarbures liquides et les hydrocarbures gazeux, au lieu de 2 et 5 ans. Si les 2 ans devaient être maintenus pour les liquides, il faudrait au moins ramener les 5 ans du gaz à 3 ans (comme dans le projet initial présenté à l’atelier de partage du 18 avril 2018. Les prix des hydrocarbures étant particulièrement volatils, les périodes de rétention doivent être en phase avec les cycles annuels, sous réserve de possibilité de renouvellement. Ces délais doivent également être encadrés, pour que l’État ne perde pas le contrôle du chronogramme des évènements, et ne soit à la merci des appréciations d’opportunité des SPE.

Article 26

Comme mentionné à l’article 5, le bonus de production doit être précédé et complété par un bonus de découverte non recouvrable (une découverte commerciale pouvant faire l’objet d’une programmation de production différée).

Article 29

L’« étude justifiant le caractère commercial de la découverte » doit être précisément qualifiée, conforme aux normes et standards internationaux (comme précédemment dans certains contrats extractifs). L’étude doit être une véritable étude de faisabilité, selon le format standard suivant :

• projections financières complètes, -comptes d’exploitation, bilans, et tableaux financiers –cash flows- prévisionnels ;
• Doit inclure plusieurs critères (TIR, VAN et PB-Pay Back …), avec analyse de sensibilité, bilan devises, etc… ;
• La part endettement dans les ressources de financement des projets doit être limitée selon les normes de ratios de l’industrie de référence, pour éviter les abus et risques d’effet de levier financier de la dette ;
• Le montant du Capital (fonds propres, autofinancement…) doit être suffisant pour assurer un équilibre financier sain, stable et soutenable (gearing conforme aux standards du secteur), et limiter les risques ;
• Réalisée ou auditée par une entité qualifiée acceptable, compétente dans le secteur, aux frais de la SPE ;
• Les IFI (telles la Banque Mondiale, la BAD, la BID, la BEI, …) exigent, comme conditionnalité rédhibitoire, une étude de faisabilité dont elles vérifient la validité, la cohérence et la consistance.

L’étude de faisabilité est d’une importance capitale, car c’est la justification de la décision d’investissement que la SPE soumet à l’approbation de ses instances décisionnelles pour s’engager. Ses paramètres servent donc de référence, pour apprécier en toute transparence, leur validité.

L’étude d’impact environnemental et social (EIES) doit inclure les dimensions « santé et sécurité » et induire le plan de gestion environnemental et social (PGES), (qui doit être mentionné comme une exigence).

Article 34

Dans un CPP, la détermination de la part de l’Etat (et subséquemment celle de la SPN dans la JV) dépend essentiellement des coûts pétroliers (Cost Oil, CO), déduits avant le partage. Il est donc particulièrement important de bien délimiter le périmètre de ces CO (qui incluent des dépenses de contenu local), par une définition précise des éléments qui le constituent et de leurs méthodes d’évaluation. Cela renvoie à l’annexe comptable et aux notions de « ring fencing » (enclos fiscal) ou d’individualisation des activités, par opposition à la consolidation, (principe des vases communicants). Cela suppose une certaine expertise en matière de comptabilité (générale et analytique). Le CO (qui, déduit de la valeur de la production, donne le Profit Oil –PO) est généralement plafonné : c’est le recouvrement du CO, la part non imputée sur la production de l’année est reportée sur les années suivantes, mécanisme identique au report déficitaire comptable.

Les meilleures pratiques postulent que plus un régime fiscal est favorable, voire accommodant pour les SPE (cas du Sénégal où le taux de l’IS a été drastiquement réduit de 33 à 30%, soit près de 10% de baisse en valeur relative), plus la part de l’Etat dans le partage de production doit être importante, en guise de compensation. Car les 3 principales sources de revenus pour l’Etat sont sa part de production, l’impôt sur les bénéfices de la part de la SPE et les redevances. Ces dernières peuvent également servir de variable d’ajustement, du fait de leur incertitude moins forte, dans une stratégie de négociation réussie, fondée sur des simulations à partir des projections financières (assiette fiscale) de l’étude de faisabilité.

Selon la même logique, plus le cost oil est élevé, plus la part de l’Etat dans le profit oil résultant doit être forte, pour compenser, et les redevances ad valorem consistantes (selon une échelle mobile progressive)

Les taux maximums de recouvrement des coûts pétroliers doivent être limités à 65% maximum, avec possibilité de report, comme proposé ci-dessous (synthèse des meilleures pratiques « benchmarquées »)

	Projet 18.04.18	Projet 18.12.18	Proposition OSC/FC
Onshore	55%	55%	50%
Offshore peu profond		60%	55%
Offshore profond	60%	65%	60%
Offshore ultra profond	65%	70%	65%

Les meilleures pratiques postulent une modulation entre la 1e année de production et les années suivantes, selon une échelle mobile. Dans cette perspective ces taux seraient les taux maximums sur l’ensemble de la période. Appliqués au départ, en 1e année, ces taux doivent ensuite baisser régulièrement, étant entendu que tout reliquat non recouvré est reportable sans limitation de durée autre que la durée de vie du gisement en exploitation.

Il convient de bien circonscrire l’imputation des frais généraux, de siège, administratifs, des droits d’utilisation de brevets, licences, marques, nom commercial et autres éléments de propriété intellectuelle, pour éviter les abus.

Il est tout aussi nécessaire de s’assurer que les transactions avec les sociétés affiliées, sont faites au prix du marché (arms’ length), notamment les marchés d’approvisionnement, de sous-traitance aux filiales et affiliées de la SPE

Tous ces éléments impactent les coûts pétroliers et si l’Etat n’y prend garde, ils peuvent vider de sa substance la production résiduelle, et, par conséquent, réduire la part de l’Etat à la portion congrue.

Une fois la redevance et les coûts pétroliers déduits, le partage de la production résiduelle ne doit pas léser les intérêts de l’Etat, car elles peuvent contribuer de manière significative au budget de la nation et des collectivités territoriales, outre l’épargne intergénérationnelle. Le tableau ci-dessous reflète nos propositions (s’inspirant du consensus des meilleures pratiques) comparées à celles figurant dans le projet qui nous a été soumis.

	Projet			Propositions
Facteur R	Etat	SPE		Etat	SPE
R < 1	40%	60%		50%	50%
2 < R ≥ 1	45%	55%		55%	45%
3 < R ≥ 2	55%	45%		65%	35%
R ≥ 3	60%	40%		70%	30%

Notre pays ne disposant pas d’une fiscalité progressive, d’une part, le taux de recouvrement des coûts pétroliers étant relativement généreux pour les SPE, d’autre part, la part de l’Etat dans la production doit être suffisante pour compenser.

Article 40

La justification de la redevance ad valorem, c’est le caractère non renouvelable des ressources minérales (PGM), à l’inverse des autres ressources naturelles (forêts qui peuvent être reboisées, eau qui peut être « exhaurée » des nappes phréatiques renouvelées par les pluies, par exemple).

En outre la redevance trouve sa légitimité dans le fait que le pays est propriétaire des ressources exploitées, la SPE n’en détenant que l’usufruit, en tant que délégataire, en quelque sorte. Dans certains pays, la redevance, basée sur une échelle mobile peut atteindre 30%.

L’avantage de la redevance, c’est qu’elle est calculée en amont sur la production brute, avant toute déduction (de cost oil, ou d’autres frais ou charges d’exploitation). C’est la source de revenu la plus sûre et sécure pour l’État, raison pour laquelle elle est prioritaire et généralement basée sur une échelle mobile : ainsi elle est une fonction croissante de la production. Selon les pays, elle est indexée sur le volume et/ou la valeur (au prix courant du marché).

A défaut d’échelle mobile (toujours souhaitable, selon les meilleures pratiques), les taux indiqués doivent être sensiblement revus à la hausse comme proposé ci-dessous, car ils sont « flats ».

Avec une échelle mobile basée sur l’évolution du facteur R ci-dessus, ces taux seraient des taux maximums, ce qui signifie que la base de l’échelle serait plus basse que ces chiffres qui en seraient le sommet. Ainsi, l’État profiterait, tout à fait légitimement, de la rentabilité croissante de l’exploitation, en termes, soit de hausse de production avec les économies d’échelle qui en résulteraient), soit de hausse des prix ou la combinaison des 2 paramètres.

	Projet		Proposition
HC liquides onshore	10%		30%
HC liquides offshore peu profond (OPP)	9%		25%
HC liquides offshore profond (OP)	8%		20%
HC liquides offshore ultra profond (OUP)	7%		15%
HC gazeux onshore, OPP, OP, OUP	6%		10%

Article 44

Les frais de dossier pour le renouvellement ou l’extension des TMH sont dérisoires (25 000$), pour des actifs valant des centaines de millions de dollars, d’une part, et compte tenu du fait que l’Etat doit solliciter une expertise étrangère très onéreuse pour en apprécier les aspects de justification technique, d’autre part. Par conséquent, il faudrait les porter à 200 000$ au moins.

Article 45

Le taux des loyers superficiaires doivent également être revus à la hausse, pour tenir compte de la nécessité de verser des compensations (ou indemnités ou dédommagements) aux pêcheurs (pour l’offshore) et aux agriculteurs et pasteurs (pour l’onshore) qui ne pourraient plus accéder à leurs zones d’activité, du fait de l’exploitation des hydrocarbures. Ainsi privés de leur activité principale, et n’ayant pas d’autre source de revenus, il est tout à fait légitime de les compenser de manière juste et équitable, en attendant une éventuelle reconversion, ou l’accès à la formation et à des emplois dans le secteur.

Propositions (chiffres en USD/Km2 /an

	Projet		Proposition
Période initiale	30		50
1er renouvellement	50		75
2e renouvellement	75		100

Il faudrait corriger l’intitulé des 2e et 3e points en « 1e et 2e période de renouvellement », au lieu de « première période d’exploration » (le 1er point traitant de la « période initiale d’exploration »

Article 46

Il faudrait, pour ne pas laisser ce point important à l’appréciation des SPE, prévoir des seuils (sinon en termes de valeur absolue difficiles à prévoir) tout au moins en pourcentage des dépenses annuelles (les bonnes pratiques s’établissent à environ 2% du chiffre d’affaires HT.

Article 49

La mention restrictive « sauf dispositions spéciales contraires » doit être supprimée, car elle ouvre une brèche béante pouvant donner lieu à des octrois abusifs de traitement fiscal privilégié selon les contrats. Toutes les questions fiscales et parafiscales ou douanières doivent être traitées en référence exclusive aux codes pertinents (CGI et CD). En effet, le principe du droit commun incitatif du CGI est antinomique avec d’autres « dispositions spéciales contraires ». Le CGI prévoit beaucoup d’avantages fiscaux dont les SPE pourraient se prévaloir : déductions pour investissement, crédits d’impôt etc.

Point n’est donc besoin d’en rajouter, surtout avec un taux d’IS déjà fortement réduit.

Article 50

Il est préférable de mentionner « selon les meilleures pratiques de l’industrie pétrolière » plutôt que les « normes et pratiques internationales de l’industrie pétrolière ». L’industrie pétrolière n’a pas des pratiques « internationales », d’une part, et des « pratiques nationales », d’autre part.

Article 51

Le code de l’environnement (tout comme le code de l’eau, le code de la pêche, le code de la marine marchande et le code des forêts) devraient être actualisés à la lumière des nouveaux enjeux et risques de l’exploitation des hydrocarbures, et notamment les catastrophes majeurs récentes (accident et pollution majeure de BP Deep Horizon au golfe du Mexique, USA, dont les coûts avoisinent 40 milliards $ (22 000 milliards FCFA) déjà payés ou provisionnés (avec une projection finale à 90 milliards quand toutes les compensations (dommages à la faune, à la flore, pertes touristiques, pertes d’emplois, etc.) seront déterminées avec précision.

Il convient de compléter la fin de l’alinéa en ajoutant « sécurité », comme mentionné à la 3e ligne du paragraphe (hygiène, santé, sécurité)

Article 52

L’exigence de « respecter et de protéger les droits humains » doit être précisée avec notamment une référence claire à l’interdiction du travail des enfants et du travail forcé, conformément aux textes pertinents de l’ONU.

Article 53

La référence à l’ITIE ne doit pas se limiter seulement aux déclarations de revenus et à la divulgation des propriétaires réels. Elle doit inclure les dispositions sur les conflits d’intérêts et sur les personnes politiquement exposées (PPE) selon les normes et standards internationaux (ITIE, GAFI, OCDE, ONU)

Article 56

1. d) « Contribuer au maximum au transfert technologique » est une exigence très vague. La loi sur le contenu local (à laquelle le code pétrolier doit faire référence) devrait prendre en charge de façon plus précise cette notion. Les pays qui bénéficient le mieux de leurs ressources minérales (PGM) ou naturelles en général, ont fait de cette maîtrise une priorité préalable absolue (BRICS, Indonésie, Malaisie qui ont acquis une expérience et une expertise leur ayant permis non seulement d’amorcer leur émergence, mais d’exporter, à leur tour, le savoir-faire assimilé, en termes de transfert de technologie).
2. e) Les abondements et provisions du fonds de réhabilitation à domicilier dans un compte bancaire spécial, compte séquestre, trust ou fiducie, audité annuellement par un cabinet indépendant, pour s’assurer de la pleine, suffisante et entière disponibilité des fonds en temps voulu. Le montant des provisions à constituer dans le compte doit être, le cas échéant, réévalué et réajusté en fonction de l’évolution des risques identifiés ou découverts au cours du processus d’exploration et d’exploitation.

Article 57

Il est important de veiller à ce que les besoins du pays (en produits à traiter, pour capter le maximum de valeur ajoutée) soient couverts en priorité avant toute vente export. Si cette clause de DMO (Domestic Market Obligation) est assortie de condition de cession au prix du marché, certains pays (Indonésie) non seulement fixent un seuil quantitatif (25% de la production), mais acquièrent ce quota avec une décote substantielle en termes de prix préférentiels (décote de 25%).

Article 58

Les accords d’exploitation conjointe conclus entre les titulaires ainsi que les programmes y afférents ne doivent pas être seulement « communiqués » au Ministre, mais « approuvés » par lui dans les délais impartis raisonnables.

Article 59

Les cessions de droits portant sur les titres miniers d’hydrocarbures doivent être imposables conformément aux meilleures pratiques (le CGI doit le préciser ou être amendé pour le prévoir).

Les droits et titres d’exploitation étant des droits réels immobiliers, (à l’inverse des droits et titres d’exploration), la plus-value générée par leur cession doit être taxée comme telle, conformément aux meilleures pratiques et aux Directives Communautaires pertinentes (UEMOA, CEDEAO)

En général, les taux d’imposition des plus-values sont différenciés selon que la PV est à CT ou à LT. Les PV à CT, plus spéculatives, sont davantage imposées. En outre, le principe de solidarité entre cédant et cessionnaire pour tout paiement des droits acquis à la cession doit être affirmé sans ambigüité.

Article 64

Les distances de sécurité et de sauvegarde indiquées sont trop courtes, (compte tenu des risques encourus). Elles devraient être portées, respectivement, à 500m, 1000m et 2000m, respectivement.

Article 71

Pour l’arbitrage, il est recommandé d’avoir recours aux règles CCI, généralement moins défavorables aux Etats, que les règles CRDI, en cas de traité bilatéral d’investissement (TBI ou BIT-Bilatéral Investment Treaty). L’arbitrage type CNUDCI (Commission des Nations Unies pour le Droit Commercial International) est une alternative à l’arbitrage CCI. Dans un échantillon d’une dizaine de pays analysé par les IFI, dans aucun cas la procédure CIRDI n’a été retenue, c’est celle du CCI qui a été choisie par les parties. Contrairement à ce qui a été décidé dans les 2 contrats Total de 2017, (CRDI), il faudrait choisir dans le code pétrolier le processus CCI, avec possibilité de recourir au CNUDCI, le cas échéant.

Article 72

Les meilleures pratiques font désormais prévaloir la notion d’équité ou d’équilibre économique sur la volonté conservatrice des SPE de figer ou pire, de geler, des contrats déséquilibrés car asymétriques lors de leur signature. Maîtrisant mieux que les États les arcanes et subtilités du droit international des contrats et assistés par des armées de juristes (avocats d’affaires rompus aux séances de négociation marathon), elles avaient l’habitude de faire signer des contrats d’adhésion, plutôt que des contrats synallagmatiques équilibrés. L’invocation de l’équilibre économique assortie de considérations de souveraineté nationale permet d’inclure des dispositions légitimes d’équité dans les contrats.

Cette clause réécrite ainsi devrait désormais figurer dans le code pétrolier pour que l’Etat puisse à bon droit s’en prévaloir (en le définissant parmi les contractants comme indiqué plus haut, A2).

L’équilibre économique est une manière de préserver l’essentiel des intérêts de l’investisseur, (avec juste indemnisation si nécessaire), sans remettre en cause la souveraineté du pays (qui doit pouvoir modifier souverainement ses lois, surtout pour des considérations d’intérêt national ou d’ordre public). En tout état de cause, il faudra se conformer aux dispositions communautaires (UEMOA) qui limitent toute durée de stabilisation à 10 ans maximum pour des contrats, concessions ou conventions de durée supérieure ou égale à 10 ans, et à 50% ou moins pour durées conventionnelles de moins de 10 ans.

La Lybie par exemple n’inclut ni clause de stabilisation ni clause d’équilibre économique, elle applique au contraire une clause « anti-stabilisation » !

II : LES MEILLEURES PRATIQUES NON TRAITEES DANS LE PROJET DE CODE PETROLIER.

Sommaire :

1. Révision des codes, élaboration de contrats-type
2. Modalités de sélection des Sociétés attributaires des droits et titres minéraliers
3. Distinction des phases exploration (prospection, recherche) et exploitation (production)
4. Structure opérationnelle de gestion (joint-venture, comité de gestion conjointe)
5. Programmes minimums de travaux et budgets minimums de dépenses
6. Règles de détermination quantitative et de contrôle du volume de production
7. Méthodes de valorisation de la production et prix de référence applicables
8. Recouvrement des coûts amont et clés de répartition équitable de la production
9. Fiscalité et autres revenus de l’Etat (bonus, redevances, part de production, impôts)
10. Participation de l’Etat, du privé national, contenu local et contributions sociales
11. Environnement, santé, sécurité, social et réhabilitation des sites
12. Prévention des différends et résolution des conflits
13. Clauses de stabilité vs. équilibre économique et renégociation des contrats
14. Confidentialité et transparence
15. Etude de faisabilité
16. Annexe comptable
17. Force majeure

1. Respect des règles de hiérarchie : Code, contrat-type, contrats

• La règle, c’est que le code fixe le cadre général et générique, et les contrats traitent des spécificités ;
• le modèle de contrat permet d’harmoniser et d’uniformiser les clauses et conditions essentielles ;
• Le modèle de contrat est le meilleur moyen d’éviter ou de limiter les contentieux, litiges et conflits ;
• Toute négociation doit avoir pour base le modèle de contrat, et non pas le projet de contrat de la SE ;
• Les contrats-types permettent de limiter les risques de corruption, il y a moins de marge de manœuvre ;
• Les IFI ont les dispositions générales dans le contrat-type, et les dispositions spéciales/spécifiques à part ;
• Le contrat-type est un gain de temps en négociations qui ne se focalisent alors que sur les spécificités

2. Modalités de sélection des Sociétés attributaires des droits et titres minéraliers

• Mener des due diligences approfondies sur les sociétés: capacité technique et financière, reputation….;
• Bannir toute Société domiciliée dans un paradis fiscal ou pays à juridiction opaque (cf listes noires UE…) ;
• Bannir toute domiciliation dans des pays fiscalement complaisants avec lesquels le Sénégal a signé une convention de non double imposition, sans échanges commerciaux/relations économiques significatifs ;
• Identifier propriétaires réels et PPE (personnes politiquement exposées) selon normes ITIE, GAFI, OCDE ;
• Les propriétaires réels sont des « personnes physiques (pas morales) qui, directement ou indirectement, possèdent ou exercent, en dernier ressort, le droit de propriété ou le contrôle de l’entité juridique» (ITIE) ;
• Un registre des propriétaires réels doit être ouvert et renseigné en permanence (par des due diligences) ;
• Le contrôle peut être «de jure», (majorité du Capital et/ou des droits de vote), ou «de facto» (pouvoir de nommer (ou véto)  les organes d’administration (CA), de surveillance (CS) ou de management (DG) ;

Un dispositif de traitement des conflits d’intérêt (réels ou potentiels) doit être mis en place ;

• Les critères de sélection doivent inclure un quota d’au moins 1/3 d’administrateurs indépendants ;
• Le MEF doit co-signer, avec le Ministère chargé des mines et/ou de l’Energie, tout contrat ou convention ;
• Les négociations sont menées, pour l’Etat, par une équipe polyvalente compétente et expérimentée.

3. Distinction des phases exploration (prospection & recherche) et exploitation (production)

• Préciser, avec les obligations de restitution de superficies, les taux (1er renouvèlement: 25%, 2e : 50%);
• Les moyens dédiés à l’exploration doivent être clairement identifiés et précisés, selon les règles de l’art ;

Le contrôle des opérations (production et stocks), des comptes doit être inopiné, sur place et sur pièces. Cette partie contrôle, avec la fiscalité, sont l’un des points les plus critiques

• Les coûts doivent être clairement segmentés entre exploration et exploitation (allocation sélective);
• Définir date 1e production commerciale selon les standards: production continue de 60 jours à 70% ;
• L’étude de faisabilité doit être réalisée (et contrôlée, vérifiée) dès la découverte commerciale déclarée ;
• Instaurer l’obligation de réaliser une étude d’impact environnemental et social (EIES) indépendante

4. Structure opérationnelle de gestion conjointe (SOGC)

• Instaurer Comité de Gestion Conjointe (CGC) paritaires présidé par représentant de l’Etat/ SN;
• Règle de majorité pour les décisions non «mécanique», sinon, Etat/SNP n’aurait plus voix au chapitre ;
• La SOGC doit se prononcer sur les décisions relatives aux Investissements, à la production et aux ventes ;
• Toutes ses réunions et les décisions prises doivent faire l’objet de procès-verbal ou de compte rendu ;
• Le format des rapports techniques, financiers, administratifs et sociaux doit être défini selon un modèle standard, les éléments spécifiques à un projet faisant l’objet d’un addendum ou d’un supplément.

5. Programmes minimums de travaux et budgets minimums de dépenses

• Les PMT doivent être suffisamment détaillés avec un chronogramme précis pour en faciliter le contrôle;
• Les BMD doivent être cohérents avec les PMT dont ils découlent et expriment la version financière ;
• Les BMD doivent faire l’objet d’un contrôle a priori (cohérence, pertinence) et a posteriori (évaluation) ;
• Les garanties fournies par la SE pour les PMT et BMD doivent être des garanties bancaires irrévocables, inconditionnelles et à 1e demande acceptables (et pas seulement  des garanties bancaires)

6. Règles de détermination quantitative et de contrôle de la production

• S’assurer de la substance, consistance et exhaustivité de mesure des quantités (volume et/ou poids);
• Déterminer les paramètres de mesure (tête de puits, limite de bloc, extrémité pipeline, terminal export. – vérification périodique du calibrage des appareils de mesure par une entité qualifiée, indépendante.

7. Méthodes de valorisation de la production et prix de référence

• En l’absence de marché boursier de référence, le prix FOB courant, ou le prix concurrentiel (cf Platts);
• Les prix de transfert seront appréciés selon les standards internationaux (OCDE, UE, ONU) et feront l’objet d’un accord préalable (APPT-AP de Prix de Transfert, ou APA-Advanced Pricing Agreement)

8. Recouvrement des coûts et clés de répartition la production

• Limiter le taux de recouvrement des coûts (cost oil/gaz) à 60% (pas 70%) avec possibilité de report ;
• Circonscrire l’imputation des frais généraux, de siège, administratifs, des droits d’utilisation de brevets, licences, marques, nom commercial et autres éléments de propriété intellectuelle, pour éviter les bus ;
• S’assurer que les transactions avec les sociétés affiliées, sont faites au prix du marché (arms’ length), notamment les marchés d’approvisionnement, de sous-traitance, aux filiales et affiliées de la SPE

9. Fiscalité, parafiscalité et autres revenus de l’Etat

• Instaurer outre les bonus de signature et de production, un bonus de découverte fonction des reserves;
• Baser les redevances sur une échelle mobile; et non sur la base des bas taux flat forfaitaires indiqués ;
• IS (Impôt sur les sociétés) exigible dès le début de la production, sans reports déficitaires ;
• Avantages fiscaux nuls si les informations SPE sont fausses/inexactes ou investissements non réalisés ;
• Toute plus-value de cession titres et droits est imposable, taux différenciés selon que la PV est CT ou LT ;
• Principe de solidarité entre cédant et cessionnaire pour tout paiement des droits acquis à la cession ;
• Le régime fiscal doit toujours être progressif, pour que l’Etat profite de toute rente ou hausse des prix ;
• A défaut, les rentes et profits exceptionnels sont passibles d’une imposition ou taxation supplémentaire

10. Participation de l’Etat, du privé national, contenu local et contributions sociales

• Participations : «portée» (gratuite: 10%), additionnelle payée jusqu’à 35% vs. 30%(dont privé national) ;
• Les actions (part de l’Etat au Capital) ne doivent en aucun cas, être nanties ou gagées ;
• Pour les substances stratégiques, l’Etat peut prévoir des actions à droit de vote plural ;
• les dispositions des conventions de financements ne doivent pas prévaloir sur les clauses des contrats ;
• Le contenu local doit couvrir les 3 catégories usuelles: (1) recrutement et formation initiale et continue du personnel local, (2) recours aux entreprises locales pour les approvisionnements, la sous-traitance ou des prestations de service de production et (3) dépenses sociales (santé, éducation, services sociaux) et investissements dans les infrastructures (eau, assainissement, électrification, voies d’accès…) ;

Rrègles d’exigence de compétitivité ou de comparabilité («prix, garanties, quantité, qualité, délais de livraison et de paiement équivalentes») à nuancer, (écart de 10 à 25%, selon les secteurs, cf BRICS) ;

• L’implication du secteur privé national doit favoriser le transfert de technologies et de connaissances ;
• La mise en place de joint-venture entre la SPE et les entreprises locales doit être exigée et précisée ;
• Cessions de part de Capital à des tiers sur accord de l’Etat (droit de préemption, secteur privé national).

11. Environnement, santé, sécurité, social et réhabilitation des sites

• L’EIES: l’étude d’impact environnemental doit inclure les impacts sociaux, et réalisée (ou auditée) par une entité indépendante compétente acceptable (cf short liste utilisée par les IFI de développement);
• L’EIES doit toujours préciser les normes de référence (CIMM, BIT, SFI, ISO, OCDE, OGP, IPIECA, OPOL..) ;
• Le PGES: élaborer (et faire valider par une entité qualifiée et/ou la Direction de l’environnement) ;
• Fonds de réhabilitation à domicilier dans un compte bancaire spécial, compte séquestre, trust/fiducie ;
• Consentement préalable libre et éclairé (CPLE) des collectivités et communautés impactées requis.

12. Prévention des différends et résolution des conflits

• Une bonne rédaction du code, du contrat-type et des contrats est une prévention efficace des litiges;
• Hiérarchie de traitement des différends doit être: solution amiable, expertise technique indépendante, médiation, arbitrage (tous selon CCI/CIA ou CNUDCI pas CIRDI) ;
• Clause de publicité de la procédure et des sentences arbitrales (implication des communautés locales)

13. Clauses de stabilité vs. équilibre économique et renégociation des contrats

• Privilégier les clauses d’équité ou d’équilibre économique sur les clauses de stabilité ou de gel;
• Stabilité implique progressivité fiscale, éviter les révisions fréquentes: lisibilité, visibilité et prédictibilité ;
• La stabilité peut être remise en cause pour cause de sécurité nationale ou intérêt national majeur

14. Confidentialité et transparence

• Le Sénégal doit compléter le dispositif de transparence par une loi d’accès à l’information des citoyens ;
• Le parlement doit exercer ses prérogatives constitutionnelles : investigation, ratification des contrats extractifs et la mise en œuvre de commissions d’enquête parlementaires.

15. Étude de faisabilité

• Il est juste fait état d’« études» terme vague alors qu’une étude de faisabilité répond à des standards;
• Conforme aux normes et standards internationaux (projections financières complètes, CEP, bilans, TF) ;
• Réalisée ou auditée par une entité qualifiée acceptable, compétente dans le secteur, aux frais de la SPE ;
• Doit inclure plusieurs critères (TIR, VAN et Pay Back …), avec analyse de sensibilité, bilan devises, etc… ;
• La part endettement dans les ressources de financement des projets doit être limitée selon les normes de ratios de l’industrie de référence, pour éviter les abus et risques d’effet de levier financier de la dette ;
• Le montant du Capital (fonds propres, autofinancement…) doit être suffisant pour assurer un équilibre ;
• Les IFI exigent, comme conditionnalité rédhibitoire, une étude de faisabilité cohérente et consistante.

16. Annexe comptable

• Il n’est fait aucune mention, alors que c’est un document essentiel (comme l’étude de faisabilité);
• Elle ne doit pas être une liste (ou une litanie) purement descriptive de rubriques/postes de dépenses, sans traiter de leur contenu, consistance, substance. Sinon, c’est une béante brèche fiscale qui est créée ;
• Elle doit décrire de manière précise les méthodes d’évaluation (amortissement linéaire, progressif, dégressif, accéléré ou SOYD/SOFTY, etc. stocks valorisés en base FIFO, LIFO ou CUMP, par exemple) ;
• Les dépenses de recherche et développement ne sont pas un prêt à rembourser, car, d’une part, elles sont un investissement comptablement amortissable (et donc déductibles du bénéfice imposable), et d’autre part, constituent l’essentiel du cost-oil, (ou cost gas ou cost mine) déduit de la production avant la répartition du profit-oil celle-ci entre l’Etat et la SE. Elles sont donc une charge récupérée en amont ;
• L’annexe comptable, l’étude de faisabilité et les états financiers de synthèse (bilan, compte de résultat, tableau de financement) constituent la base des contrôles et audits financiers périodiques.

17. Force majeure

• Bien définir selon les standards internationaux (événement imprévisible, irrésistible et insurmontable, avec un lien direct de causalité incontestable entre la force majeure et l’évènement);
• Sont exclues des cas de force majeure: grosses négligences, fautes graves, intentionnelles, inexcusables ;
• Obligations de paiement ou engagements financiers toujours à exclure des cas de force majeure.