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Section Sénégalaise de Transparency International

Contribution du Forum Civil au projet de réforme du Code Pétrolier

Ministére du Pétrole et des Energies

Décembre 2018

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

LISTE DES SIGLES, ABBREVIATIONS ET ACRONYMES

ADR Advanced Dispute Resolution
APA Advance Pricing Agreement
APPT Accord Préalable de Prix de Transfert
BAD Banque Africaine de Développement
BID Banque Islamique de Développement
BEI Banque Européenne d‟Investissement
BERD Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement
BIT Bureau International du Travail
BIT Bilateral Investment Treaty
BMD Budget Minimum de Dépenses
BP British Petroleum
BRICS Brésil Russie Inde Chine Afrique du Sud
CA Chiffre d‟Affaires
CA Conseil d‟Administration
CCI Chambre de Commerce Internationale
CD Code des Douanes
CEP Compte d‟Exploitation Prévisionnel
CGC Comité de Gestion Conjointe
CGI Code Général des Impôts
CIA Centre International d‟Arbitrage (CCI)
CEDEAO Communauté Economique des Etats de l‟Afrique de l‟Ouest
CIE Centre International d‟Expertise (CCI)
CIMM Conseil international des mines et métaux
CIRDI Centre International de Règlement des Différends relatifs aux Investissements
CNUDCI Commission des Nations Unies pour le Développement du Commerce
International
CO Cost Oil
CP Coûts Pétroliers
CPLE Consentement Préalable Libre et Eclairé
CPP Contrat de Partage de Production
CS Conseil de Surveillance
CT Court Terme
CUMP Coût Unitaire Moyen Pondéré
DG Directeur Général
DGA Directeur Général-Adjoint
DMO Domestic Market Obligation
EIES Etude d‟Impact Environnemental et Social
FC Forum Civil
FCFA Franc de la Communauté Financière Africaine

FIFO First In, First Out
FOB Free On Board
FPIC Free and Prior Informed Consent
GAFI Groupe d’Action Financière
HT Hors Taxe
ICSID International Center for Settlement of Investment Disputes
IFI Institutions Financières Internationales
IFRS International Financial Reporting Standards
ISO International Standard Organisation
IS Impôt sur les Sociétés
ITIE Initiative pour la Transparence dans les Industries Extractives
JV Joint Venture
LIFO Last In First Out
LT Long Terme
OCDE Organisation pour la Coopération et le Développement Economique
OHADA Organisation pour l‟Harmonisation en Afrique du Droit des Affaires
ONU Organisation des Nations Unies
OP Offshore Profond
OPP Offshore Peu Profond
OUP Offshore Ultra Profond
PCA Président du Conseil d‟Administration
PGE Plan de Gestion Environnemental
PGES Plan de Gestion Environnemental et Social
PGM Pétrole Gaz Mines
PMT Programme Minimum de Travaux
PO Profit Oil
SFI Société Financière Internationale
SMART Spécifique, Mesurable, Atteignable, Réaliste et Temporellement défini
SOFTY/ SOYD Sum OF The Years Digit
SOGC Société Opérationnelle de Gestion Conjointe
SPE Société Pétrolière Etrangère
SPN Société Pétrolière Nationale
SYSCOHADA Système Comptable OHADA
TBI Traité Bilatéral d‟Investissement
TF Tableau de Financement
TIR Taux Interne de Rentabilité
TMH Titre Minier d‟Hydrocarbure
UE Union Européenne
UEMOA Union Economique et Monétaire Ouest Africaine
USA United States of America (Etats-Unis d‟Amérique)
VAN Valeur Actuelle Nette

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 :

1: PROPOSITIONS ET OBSERVATIONS SELON L’ORDONNANCE DU PROJET DE CODE PETROLIER

  • 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).
Lire plus

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 investissements cumulés
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 actifs bilanciels). 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
a) 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.
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)
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…)
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 ».
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.

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).
    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
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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 »)

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.