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Nouveau Code des hydrocarbures du Gabon : Focus sur les principales innovations

Mouhamed Kebe
Avocat-Associé, Géni & Kebé
mhkebe@gsklaw.sn
www.gsklaw.sn

 

Le 16 juillet 2019, le Gabon a mis en place un nouveau code des hydrocarbures à travers la loi n°002/2019 portant réglementation du secteur des hydrocarbures en République Gabonaise (JO 2019‐27 ter). Ce texte normatif abroge la loi n°011/2014 du 28 août 2014 portant code des hydrocarbures jugée contraignante pour les investisseurs notamment du point de vue de son régime fiscal.

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Code-hydrocarbures gabonSur la forme, ce texte est désormais plus exhaustif et procède à une réorganisation de la structure des dispositions applicables en recoupant par exemple celles qui portent sur une même question ; ce qui participe de son intelligibilité.

Au titre de innovations substantielles, le nouveau texte revient sur le régime fiscal des activités pétrolières et gazières, réaménage les dispositions sur le contenu local ainsi que le régime de la participation de l’État dans la mise en œuvre de ces activités. Ce code se caractérise principalement par son attractivité pour les investissements dans le secteur et l’augmentation attendue corrélativement des recettes budgétaires étatiques.

La présente étude revient sur les principales innovations et dresse un tableau synoptique comparant les évolutions législatives entre 2014 et 2019.

Dispositions générales

Outre le maintien des activités d’hydrocarbures amont et aval dans le champ d’application du code des hydrocarbures, le nouveau code procède à une extension dudit champ en y intégrant désormais expressément les activités relatives au développement du biocarburant dans le secteur des hydrocarbures d’une part et d’autre part en renforçant le régime juridique des activités relatives à la valorisation du gaz.

Contrairement à l’ancien code qui édicte des règles et principes relatifs à certaines activités, le nouveau code élargit ces règles et principes généraux à la mise en œuvre de toutes les activités d’hydrocarbures au Gabon. L’on note ainsi l’objectif de contribution de ces activités à l’essor économique du pays, à la promotion sociale des gabonais et au développement de l’industrie des hydrocarbures[1]. Il s’y ajoute la possibilité offerte désormais aux titulaires des autorisations d’hydrocarbures d’accéder aux infrastructures essentielles existantes pour la réalisation des activités d’hydrocarbures dans le respect des principes de transparence tarifaire, d’égalité de traitement et de non‐discrimination[2]. L’introduction de ces dispositions générales permettent au demeurant d’interpréter les dispositions particulières contenues dans les différentes parties du code.

Du point de vue de la terminologie, on note des nouvelles définitives relatives notamment à l’administration des hydrocarbures, à la biomasse, au biocarburant, aux notions de champ marginal et de champ mature, à la découverte marginale, aux produits finis, semi-finis ainsi qu’à la notion de ressortissants gabonais[3]. La mise en place de définitions légales permet en effet d’avoir une meilleure compréhension du nouveau texte et de faciliter ainsi son application.

Le législateur maintient en outre la propriété exclusivement étatique des ressources d’hydrocarbures,  des données et informations menées ou acquises dans le cadre de réalisation des opérations d’hydrocarbures[4]. Il y ajoute néanmoins les infrastructures essentielles dont il définit par ailleurs les conditions d’accès et d’utilisation[5].

Réaménagement du cadre institutionnel

D’abord, le législateur étend le champ d’intervention de l’autorité de régulation en adéquation avec le droit positif gabonais et les dispositions nouvellement consacrées par le code. Cette autorité est chargée notamment de garantir la pratique de la libre concurrence dans les activités du secteur des hydrocarbures conformément aux dispositions communautaires de la CEMAC sur les pratiques anticorruption et de garantir la transparence tarifaire et le libre accès des tiers aux infrastructures essentielles[6]. Elle se prononce en outre à travers des avis et recommandations sur les questions qui lui sont posées par les pouvoirs publics et les acteurs du secteur. Ces nouvelles attributions ainsi que celles reprises de l’ancien code s’exercent dans le respect de la répartition des compétences opérées pales textes en vigueur.

            Ensuite, s’agissant des organes consultatifs, on note l’avènement de la Commission Technique Paritaire des Prix           du Pétrole (CTNPP). A l’instar des autres organes consultatifs, l’organisation et le fonctionnement de la CTNPP sont précisés par voie règlementaire.

Enfin, le code ne fait plus expressément référence à la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon dénommée Gabon Oil Company comme opérateur national. Celui-ci est défini uniquement comme l’opérateur dont le capital est détenu exclusivement par l’État. La référence alternative à l’État ou à ses démembrements comme titulaire du capital de l’opérateur national figurant dans l’ancien code n’est pas plus reprise dans le nouveau texte.

Régimes d’accès aux activités d’hydrocarbures amont

Contrats d’hydrocarbures

La typologie de contrats d’hydrocarbures a été revue dans le nouveau code. Si les contrats de services, le contrat d’évaluation technique, le contrat de production et de partage de production,  le contrat d’exploration et de partage de production sont reconduits, le contrat d’exploration ne figure plus dans la nouvelle liste des types de contrats d’hydrocarbures[7]. Par ailleurs, les conventions d’exploitation sont consacrées[8].

Dispositions communes

La procédure de conclusion des contrats d’hydrocarbures est désormais allégée.

D’abord, ces contrats ne sont plus soumis au visa de conformité des services habilités de la Présidence de la République de même que tous ne sont pas soumis à l’approbation par voie de décret[9]. De même, le régime de la contresignature des contrats est revu. Aussi, seuls les contrats de service de production et les contrats de partage de production sont désormais assujettis à cette procédure[10]. Ces contrats entrent ainsi en vigueur dès la publication de leurs décrets d’approbation[11].

Ensuite, du point de vue de leur contenu, l’indication obligatoire des termes économiques et fiscaux convenus par les parties est requise uniquement lors de la négociation du contrat. Le législateur ne requiert plus désormais cette exigence lors de la modification et du renouvellement du contrat[12]. Si l’existence de contrats d’hydrocarbures-types demeure prévue par voie règlementaire, l’exigence des clauses négociables et des clauses d’adhésion n’est plus requise dans la nouvelle loi[13].

En outre, les contrats d’hydrocarbures sont désormais soumis au principe de bonne foi autant durant la période de négociation que celle d’exécution. La mise en place d’une telle procédure permet de renforcer l’efficacité de la procédure contractuelle et de réaliser une certaine transparence dans le comportement des opérateurs du secteur d’hydrocarbures.

Enfin, la renégociation des contrats d’hydrocarbures relève expressément des prérogatives contractuelles des contractants qui prévoient le cas échéant les conditions de mise en œuvre de la renégociation dans leurs contrats. Dans tous les cas, précise le code, la modification des termes du contrat soumet le contractant au paiement d’un bonus de signature[14]. Cette possibilité de renégociation, limitée au contrat d’exploration de partage de production et au contrat de partage de production dans l’ancien code notamment en cas d’évolution des prévisions économiques et financières du contrat est désormais étendue à tous les contrats d’hydrocarbures[15].

Contrats de service

Si le régime du contrat de service n’a pas fondamentalement changé, il est important de mentionner que désormais la loi distingue expressément le contrat de services et travaux de géosciences de contrats de services de production[16]. Si tous les deux sont conclus au nom et pour le compte de l’État moyennant rémunération au contracteur, les contrats de services de production sont contresignés par le Ministre de l’Économie et sont assujettis à un décret de publication.

Contrats d’évaluation technique

Ce régime contractuel est resté fondamentalement le même. Toutefois, le nouveau code institue au bénéfice du contracteur un droit de priorité pour la négociation de tout autre contrat d’hydrocarbures pour        la zone concernée par lesdites études de synthèse géosciences[17]. Cette disposition est attractive pour les investisseurs dans le domaine de la géoscience en ce qu’elle leur offre la possibilité de réaliser toutes activités d’hydrocarbures amont dans la même zone et de capitaliser par-là même leurs connaissances et l’expérience acquise dans ladite zone.

Contrats de partage de production

Il s’agit du contrat d’exploration et de partage de production et du contrat d’exploitation et de partage de production. Contrairement à l’ancien code qui prévoit des dispositions spécifiques à chaque type de contrat de partage de production, le nouveau texte prévoit d’abord   des règles communes puis reprend des dispositions spécifiques à chacune de ces catégorie.

Dispositions communes aux contrats de partage de production

Ces règles se rapportent principalement aux conditions de cession ou de transfert de droits et obligations contractuels résultant de ces conventions. Le nouveau régime comprend quelques modifications.

Il s’agit d’abord du droit de préemption qui bénéficie autant à l’État qu’à l’opérateur national. Ce dernier dispose spécifiquement d’un délai de quarante-cinq jours (45 jours) pour l’exercer suivant l’expiration du délai de soixante (60) jours reconnu à l’État[18].

Si le transfert ou la cession dans le cadre d’un groupe de société demeure sur le principe exclu de l’autorisation préalable de l’autorité compétente, la société mère concernée par cette transaction est désormais expressément tenue solidaire des obligations résultant dudit contrat[19].

Contrat d’exploration et de partage de production

Outre la référence désormais expresse au fait que l’exploitation est conditionnée à la découverte des hydrocarbures dans la définition de l’objet de contrat, le code tient à préciser que la découverte d’un gisement commercialement exploitable doit être notifiée en priorité et sans délai à l’État tout en assujettissant par ailleurs toute communication aux tiers y relative à l’autorisation préalable de l’administration des hydrocarbures[20].

En outre, si l’ancien code accorde le droit à la délivrance d’une autorisation exclusive de développement et d’exploitation au contracteur après approbation du plan de développement et à la suite de la signature de la déclaration de commercialité entre l’État et le contracteur, il n’en est pas ainsi du nouveau code. Celui-ci rappelle qu’à la suite de la signature de la déclaration de commercialité, le contracteur est tenu d’entreprendre les travaux d’appréciation en vue de déterminer le caractère commercial de la découverte dans un délai n’excédant pas dix‐huit mois pour la zone conventionnelle et vingt‐quatre mois dans la zone offshore profond et très profond, à compter de la notification de la découverte à l’administration des hydrocarbures[21]. Il ajoute qu’à l’expiration de cette période, le contracteur concerné a un droit de préférence pour la négociation d’un contrat d’exploitation et de partage de production relatif à la zone de l’autorisation exclusive de développement et de production[22]. Il découle de ces dispositions que le droit du contracteur de procéder aux activités de développement est assujettie à la délivrance l’autorisation exclusive de développement et de production.         

Convention d’exploitation

C’est une nouvelle catégorie contractuelle instituée par le code de 2019. Elle vise exclusivement les activités d’exploitation d’hydrocarbures concernant les découvertes marginales, les champs marginaux et les champs matures[23]. Ces champs et découvertes sont caractérisés tous par le fait qu’ils sont confrontés à des défis de rentabilité dus à des facteurs techniques, économiques et fiscaux qui les encadrent. Une telle innovation permet de prendre en compte les facteurs économiques, financiers, fiscaux et techniques entourant les activités d’hydrocarbures à travers une catégorie de convention d’hydrocarbures plus adaptée.

Si les activités d’hydrocarbures entreprises dans le cadre de cette convention le sont aux risques techniques et financiers exclusifs du contracteur comme on peut l’observer dans les autres contrats, la convention d’exploitation comporte nombre de spécificités.

D’abord, les actifs et autres biens nécessaires ou liés à l’exécution de la convention d’exploitation            sont la propriété de l’État[24]. Ensuite, cette convention est conclue prioritairement avec l’opérateur national et les entreprises autochtones[25] sous réserve de respect des conditions techniques et financières même si le contracteur ayant réalisé une découverte marginale dispose d’un droit de préférence pour la conclusion d’une convention d’exploitation y afférente[26].

Le régime conventionnel des découvertes marginales, des champs marginaux et matures permet, outre la promotion de la participation des investisseurs locaux dans les activités d’hydrocarbures, d’encourager les activités pétrolières confrontées à des défis techniques et économiques. A ce titre, il bénéficie d’un régime fiscal dérogatoire incitatif[27].

Titres pétroliers

Outre la reconduction des titres pétroliers contenus dans l’ancien code, le législateur consacre désormais deux nouveaux titres à savoir l’autorisation exclusive de production et le permis d’exploitation[28]. Aussi, si les dispositions communes sont restées relativement les mêmes, les régimes spécifiques des titres pétroliers ont connu une certaine évolution

Autorisation Exclusive de Développement et d’Exploitation

On note de prime abord que l’exigence de détention d’un compte de règlement par le candidat à une telle autorisation n’est plus exigée[29]. Seule l’exigence relative à la qualité de personne morale de droit gabonais est maintenue.

Ensuite, le code institue une obligation d’adresser une demande d’extension à l’administration des hydrocarbures à la charge de l’opérateur dont la découverte d’un gisement d’hydrocarbures commercialement exploitable déborde sur une zone libre du domaine pétrolier[30].

En outre, la durée de cette autorisation est revue dans le nouveau code.

S’agissant des hydrocarbures liquides, il convient de rappeler que l’ancien code institue une durée unique de dix ans pour l’autorisation et une double durée de 3 ans et 5 ans respectivement pour la zone conventionnelle et la zone offshore profond/très profond pour la mise en production ainsi qu’une durée séparée de deux ans pour le commencement des activités de réalisation des installations de production[31]. Tout en tenant compte de différents types de zones en cause, le nouveau code précise les délais ci-dessous qui courent à partir du démarrage de la production[32]:

  • Dix ans pour la zone conventionnelle, renouvelable pour trois phases d’une durée de cinq ans chacune ;
  • Quinze ans pour la zone offshore profond et très profond renouvelable pour deux phases d’une durée respective de huit ans et sept ans.

Même si le nouveau code maintient la durée de deux ans pour le commencement des activités de réalisation des installations de production, il renvoit au plan de développement s’agissant du délai de la mise en production.

Autorisation exclusive de production

Nouvellement instituée, cette autorisation est délivrée au titulaire du contrat de services de production d’hydrocarbures. Elle lui confère le droit exclusif de produire des hydrocarbures provenant du champ objet dudit contrat, en contrepartie d’une rémunération convenue par les parties[33]. Sa durée est fixée d’accord parties tandis que les coordonnées du périmètre de la zone d’exploitation sont déterminées dans ladite autorisation[34].

Permis d’exploitation

Instituée par le code de 2019, le permis d’exploitation confère à son titulaire le droit exclusif d’effectuer les travaux de développement et de production dans la zone d’exploitation. Aussi, l’administration des hydrocarbures peut autoriser l’opérateur pour mener des travaux d’exploration dans la    zone d’exploitation[35].

Sa délivrance est conditionnée à l’approbation préalable du plan de développement par l’administration des hydrocarbures. En outre, le permis d’exploitation est délivrée pour une durée de dix ans pour les hydrocarbures liquides[36]. Cette durée, précise le code, est portée à quinze ans pour les hydrocarbures gazeux[37]. Ces durées courent dès le démarrage de la production et demeurent renouvelables pour deux phases d’une durée de cinq ans chacune[38].

Enfin, cette autorisation s’aligne au fond sur le régime d’extension et d’unitisation prévus en matière d’Autorisation Exclusive de Développement et d’Exploitation[39].

Régimes d’ infrastructures d’extraction, de traitement, de transport et de stockage des Hydrocarbures

            Outre l’application du régime des infrastructures essentielles à ces infrastructures, ces dernières sont soumises à un régime spécifique complémentaire[40]. Celui-ci se révèle d’abord à travers l’obligation d’obtention préalable d’une autorisation délivrée par l’administration des hydrocarbures. Ensuite, les contrats y relatifs demeurent également soumis à l’approbation de la même administration[41].

Régimes d’accès à l’aval

Contrairement à certaines législations pétrolières en Afrique qui créée deux corps de règles différents pour les activités d’hydrocarbures amont et aval (Bénin, Sénégal par exemple[42]), le code des hydrocarbures du Gabon régit ces deux activités.

Outre la mise en place d’une obligation de remise en état du site d’exploitation à la charge de tout titulaire des autorisations aval, on note de nouvelles catégories d’autorisations. Il s’agit de l’autorisation de négoce d’hydrocarbures ou de produits finis, l’autorisation de transport, traitement et valorisation des huiles usagées, l’autorisation de stockage de produits finis, l’autorisation de distribution de produits finis, l’autorisation de conditionnement de produits finis et l’autorisation d’additivation.

Il convient de noter également une précision relative aux hydrocarbures concernées par les activités aval. Alors que l’ancien texte visait les produits d’hydrocarbures, le code de 2019 évoque alternativement la notion d’hydrocarbures et de produits semi-finis, finis et résidus[43].

Au fond, les différents régimes consacrés par le code de 2014 sont repris en 2019. Quant aux régimes nouvellement consacrés, ceux-ci posent le principe de l’exigence des autorisations requises tout en renvoyant textes règlementaires s’agissant des règles subséquemment applicables. Toutefois,  les activités d’additivation du carburant sont régies par le code des hydrocarbures notamment du point de vue de la production et du prix[44].

Contenu local

Si l’ancien code formulait principalement une politique de contenu local tout en renvoyant aux textes règlementaires s’agissant des règles substantiellement applicables, le nouveau texte maintient cette politique législative tout en y ajoutant de dispositions incitant les opérateurs à la mise en œuvre de la politique de contenu local d’une part et d’autre part des sanctions spécifiques en cas de manquements aux dispositions relatives au contenu local.

On note d’abord ainsi que l’État accorder au contracteur qui fait recours aux biens et services fournis par les sociétés gabonaises une majoration artificielle des coûts pétroliers dans la limite des couts pétroliers contractuellement récupérables[45].

Ensuite, le législateur annonce de sanctions pécuniaires allant de 10.000.000 à 500.000.000 FCFA s’agissant des activités amont et 5.000.000 à 100.000.000 FCFA lorsque la violation se rapporte à des activités aval[46].

Enfin, il convient de constater que ces dispositions s’inscrivent en droite ligne de la politique de renforcement du contenu local prônée par les récentes législations pétrolières africaines dont certaines ont débouché sur un cadre légal et institutionnel spécifique relative au secteur des hydrocarbures[47]. Il convient de noter dans cette perspective que les textes d’application prévues à cet effet devraient pouvoir intégrer des mécanismes institutionnels d’application et de suivi afin d’assurer une certaine efficacité aux règles applicables.

Qualité, hygiène, santé, sécurité, environnement et assurances

De prime abord, on note que les règles relatives à ces questions ne constituent plus une loi de police comme c’est fut le cas dans l’ancien code[48]. Le maintien d’une telle disposition aurait pu permettre leur application prioritaire sans médiation des règles de conflit.

Au fond, le nouveau code propose de dispositions complémentaires au régime prévu par le code de 2014.

D’abord, le code mentionne que les études de dangers sont menées désormais par des cabinets agrées par l’administration des hydrocarbures[49]. De telles études sont validées par la même administration et sont revues périodiquement[50].

Ensuite, le fonds de réhabilitation de sites peut être désormais domicilié au sein de la Banque des États de l’Afrique Centrale ou dans un établissement de crédit de droit gabonais choisi d’accord parties et soumis au contrôle de la Commission Bancaire de l’Afrique Centrale[51].

En outre, le nouveau code reprend non seulement les dispositions relatives à la non constitution du fonds mais sanctionne également son défaut d’alimentation. Ainsi, le défaut d’alimentation ou l’alimentation tardive du fonds entraîne une pénalité d’un montant égal à 1/500ème par jour de retard des sommes annuelles dues sans préjudice des autres sanctions applicables[52].

S’agissant des assurances, il convient de noter que désormais que le titulaire d’une autorisation d’exercice d’une         activité d’hydrocarbures souscrit une ou plusieurs assurances couvrant l’ensemble des risques inhérents à ses activités auprès d’une société d’assurance locale dans les conditions fixées par   la réglementation en vigueur [53]. Une telle précision est conforme à la politique prônée par la Conférence Africaine du Marché des Assurance dont le Gabon est membre.

Régime fiscal Amont- Participation de l’État

Si le régime fiscal aval est demeuré relativement stable ainsi que les régimes douanier et de change, le régime fiscal amont a connu une importante évolution qu’il convient de mettre en évidence.

Impôt sur les sociétés

Contrairement à l’ancien code, le nouveau régime précise expressément que cet impôt est acquitté par remise à l’État de sa part de production d’hydrocarbures au titre du partage de la production[54]. Une telle remise, précise le texte, est libératoire de l’impôt sur les société[55]. Cette évolution du régime fiscal est incitative pour les opérateurs et s’aligne ainsi aux récentes tendances de réformes des législations pétrolières en Afrique[56].

Droits d’enregistrement et des plus‐values de cession

A la place de droits de mutation, le nouveau code institue de droits d’enregistrement en cas de cession de droits et obligations découlant du contrat d’hydrocarbures.

En outre, l’opération de cession est désormais subordonnée à la réalisation préalable d’un audit destiné à déterminer la valeur des coûts pétroliers non récupérés[57]. Ainsi, en cas de transferts de droits et obligations découlant d’un contrat de      partage de production, la plus‐value correspond à la           différence positive, entre le prix de cession et le montant des coûts pétroliers audités, non encore récupérés par        le cédant et calculés proportionnellement au pourcentage d’intérêts cédés[58]. Par contre, lorsque les transferts concerne les droits sociaux, la plus‐value correspond à la différence positive entre        le prix  de cession et le prix d’acquisition des droits sociaux à concurrence de la quote‐part de valeurs des droits et    obligations afférents aux actifs situés au Gabon[59]. Dans tous les cas, précise le nouveau code, les plus-values de cession sont taxées conformément aux conditions de droit commun[60].

Redevance superficiaire

Avec le code de 2019, le taux de la redevance superficiaire est fixé à cent francs CFA par hectare en phase d’exploration tandis que le taux est demeuré identique en phase d’exploitation[61].

Redevance minière proportionnelle

Les taux de la redevance minière proportionnelle ont évolué en tenant compte notamment du type d’hydrocarbures en cause. Ainsi, les nouveaux taux sont déterminés dans le contrat d’hydrocarbures dans les limites fixées comme suit :

  • les taux ne peuvent être inférieurs à 7 % sans toutefois être supérieurs à 15 % pour les hydrocarbures liquides produits dans une zone d’exploitation située en zone conventionnelle ;
  • les taux ne peuvent être inférieurs à 5 % sans toutefois être supérieurs à 12 % pour les hydrocarbures liquides produits dans une zone d’exploitation située en zone offshore profond et très profond ;
  • les taux ne peuvent être inférieurs à 5 % sans toutefois être supérieurs à 10 % pour les hydrocarbures gazeux produits dans une zone d’exploitation située en zone conventionnelle ;
  • les taux ne peuvent être inférieurs à 2 % sans toutefois être supérieurs à 8 % pour les hydrocarbures gazeux produits dans une zone d’exploitation située en zone offshore profond et très profond.

Tandis que les modalités de paiement et de liquidation de cette redevance sont légalement fixées dans l’ancien fixe, le nouveau code renvoit cette question aux contrats d’hydrocarbures[62].

Part de l’État dans le partage d’hydrocarbures

Le nouveau code propose deux principales innovations s’agissant du régime de partage.

Alors que l’ancien code ouvre seulement la possibilité à l’État de changer ultérieurement la méthode initialement retenue par les parties, le partage se fait désormais conventionnellement sur la base de l’une de méthodes suivantes[63] :

  • la production totale disponible cumulée ;
  • la production journalière moyenne ;
  • le facteur R ;
  • le taux de rentabilité interne.

Aussi, le taux minimal du partage de la production restante est revu à la baisse et en tenant compte notamment du type d’hydrocarbures en cause ainsi que de la zone concernée.

Pour les hydrocarbures liquides :

  • 45 % pour la zone conventionnelle
  • 40 % pour la zone offshore profonde et très profonde.

Pour les hydrocarbures gazeux :

  • 25 % pour la zone conventionnelle
  • 20 % pour la zone offshore profonde et très profonde.

Dans tous les cas, précise le texte, les taux applicables pour le partage de la production restante des paliers supérieurs sont négociés et ne peuvent être inférieurs aux taux du premier palier[64].

Couts pétroliers

Le nouveau code relève désormais, dans une dynamique incitative aux contracteurs, le plafond des taux de récupération des couts pétroliers. Ainsi, la récupération de couts pétroliers s’établit comme suit :

  • 70 % pour la zone conventionnelle et 75 % pour la zone offshore profond et très profond pour les hydrocarbures liquides ;
  • 80 % pour la zone conventionnelle et 90 % pour la zone offshore profond et très profond s’agissant des Hydrocarbures gazeux.

Ces taux, précise le code, peuvent être révisés exceptionnellement par le Ministre chargé des hydrocarbures si cumulativement, les découvertes réalisées restent marginales et qu’aucun autre forage n’est possible avant la fin de la période d’exploration[65].

Impôt pétrolier

Nouvellement institué, c’est un impôt qui est applicable aux découvertes marginales, aux champs marginaux et matures. Cet impôt, précise le nouveau code, est assis sur le bénéfice imposable tel que défini par le code général des impôts[66]. Si ses conditions de mise en œuvre sont néanmoins déterminées dans la loi de finance, son taux reste librement défini par les parties dans les conventions d’exploitation[67].

Participation de l’État et de l’opérateur national

L’une des principales innovations de la réforme de 2019 est le réaménagement du régime de la participation de l’État. Désormais, la participation initiale obligatoire due par chaque contracteur signataire d’un contrat de partage de production à l’État est de 10% de parts d’intérêts dans les opérations[68]. On constate donc une réduction de moitié du taux retenu en 2014. Ce nouveau taux a un caractère incitatif pour les investisseurs et s’aligne à la tendance régionale observée en la matière[69].

Sanctions- Conditions d’application du nouveau code- Règlement de différend

Il convient de noter d’abord en matière de sanctions de la violation des dispositions relevant du régime amont, le nouveau code fixe de manière différente les pénalités selon les types de dispositions en cause, qu’elles se rapportent par exemple à la violation des dispositions relatives au contenu local, à l’interdiction du torchage ou encore au paiement tardif de la redevance superficiaire[70]. Une telle évolution apporte plus de prévisibilité aux opérateurs et indexe le montant des pénalités en fonction du degré d’importance de la disposition violée. Elle rompt ainsi avec l’ancien régime harmonisé qui prévoyait des pénalités allant de 50.000.000 Francs CFA à 2.500.000.000 Francs CFA pour toute violation des dispositions du code, de dispositions issues de ses textes d’applications ainsi que celles relatives aux engagements contractuels vis-à-vis de l’État[71]. La même logique de sanction est reconduite s’agissant des sanctions relatives aux violations des dispositions relevant du régime aval[72].

Du point de vue du règlement différend, le code étend désormais les exceptions à la compétence exclusive de tribunaux gabonais en cas des litiges nés de son application à tous les mécanismes contractuels alternatifs de règlement de différends contrairement à l’ancien code qui se limitait aux seules dispositions relatives à l’arbitrage[73].  

A l’instar de l’ancien code, le nouveau texte semble aménager une application de ses nouvelles dispositions dans certains cas aux contrats/projets d’hydrocarbures[74] en cours tout en ne contenant en son sein aucune disposition expresse relative à la stabilisation contractuelle. Or, une telle garantie de stabilisation est largement acceptée dans l’industrie pétrolière autant dans les contrats pétroliers, dans les traités d’investissement que devant les tribunaux arbitraux. L’application de certaines dispositions nouvelles aux contrats en cours risquent ainsi de contrarier une telle garantie.

En définitive, on constate que le Gabon propose une législation attractive pour les investissements étrangers, grâce notamment à un régime fiscal incitatif, et adaptée à l’évolution de la législation pétrolière régionale d’une part et à l’évolution des facteurs techniques, économiques et financiers caractérisant l’industrie pétrolière internationale d’autre part.

 

Tableau synoptique des évolutions législatives entre 2014 et 2019

Points saillants

Code de 2014

Code de 2019

Intérêts de la réforme

Champ d’application

du code

N/A

-Biocarburant

-Valorisation du gaz

Extension du champ d’application

Typologie de contrats d’hydrocarbures

N/A

 

 

-convention d’exploitation

 

Contrat adapté aux découvertes, champs marginaux et matures

Régime de contrats d’hydrocarbures

N/A

Instauration du principe de bonne foi dans la conclusion et l’exécution du contrat

Loyauté et transparence contractuelles

Typologie de titres pétroliers

N/A

Nouveaux titres :

-Autorisation exclusive de production

-Permis d’exploitation

Adaptation de nouveaux titres pétroliers aux activités d’hydrocarbures en cause

Contenu local

N/A

-Sanctions en cas de non-respect des dispositions applicables

Efficacité régime du contenu local et augmentation valeur ajoutée locale.

Redevance minière proportionnelle

-Onshore : 13% – 17%

 -Offshore: 9%- 15%

 

Déterminée contractuellement

 

Onshore: 7%-15% (Hydrocarbures liquides) et

5%-10% (gaz)

Offshore: 5%-12% (hydrocarbures liquides) et 2%-8% (pour le gaz)

Déterminée contractuellement

 

Baisse des taux et attractivité du régime fiscal

Participation initiale obligatoire de l’État

20%

10%

Baisse du taux Attractivité du régime fiscal

Couts récupérables

-65 % pour la zone conventionnelle ;

-75 % pour la zone off-shore profond et très profond

 

-70 % pour la zone conventionnelle et 75 % pour la zone offshore profond et très profond pour les hydrocarbures liquides ;

-80 % pour la zone conventionnelle et 90 % pour la zone offshore profond et très profond s’agissant des Hydrocarbures gazeux.

Relèvement du plafond avantageux pour les contracteurs

Partage de la part d’hydrocarbures restante- Part État

Contrat d’exploration et de partage de production – Contrat de production et de partage de production :

 

Première tranche ³ :

-55 % pour la zone conventionnelle ;  

 -50 % pour la zone off-shore profond et très profond

Contrat d’exploration et de partage de production

 

 

-Pour les hydrocarbures liquides :

-45 % pour la zone conventionnelle

-40 % pour la zone offshore profonde et très profonde.

-Pour les hydrocarbures gazeux :

-25 % pour la zone conventionnelle

-20 % pour la zone offshore profonde et très profonde.

 

Baisse de taux et attractivité du régime fiscal pour les contracteurs

Impôt pétrolier

N/A

Applicable aux conventions d’exploitation

Taux déterminé contractuellement

Régime fiscal adapté et attractif

[1] Article 7

[2] Articles 8 alinéa 2

[3] Article 9 du code

[4] Article 10

[5] Articles 8, 105-108

[6] Article 29

[7] Voir articles 43-57 de l’ancien code.

[8] Article 39

[9] Voir articles 40 du code de 2019 et 36 de l’ancien code.

[10] Articles 48 alinéa 1 et 53 alinéa 1.

[11] Article 44

[12] Article 41 alinéa 2.

[13] Voir article 39 alinéa 2 de l’ancien code.

[14] Article 45 in fine.

[15] Voir articles 69 et 90 de l’ancien code.

[16] Article 48 alinéa 1.

[17] Article 51 in fine

[18] Article 55

[19] Article 60

[20] Article 63

[21] Voir article 64 in fine

[22] Article 65

[23] Article 70 alinéa 1.

[24] Article 70 in fine.

[25] Celles-ci sont définies à l’article 9 du code comme toute « société de droit gabonais dont le capital est détenu par des nationaux à partir de 60 % qui en assurent en même temps la direction et qui emploie au moins 80 % de nationaux ».

[26] Article 72

[27] Article 104

[28] Article 73

[29] Voir articles 109 in fine de l’ancien code et 85 du code de 2019.

[30] Article 85

[31] Articles 114 et 115.

[32] Articles 90-92

[33] Article 92

[34] Article 93

[35] Article 95

[36] Article 99

[37] Ibidem

[38] Ibidem

[39] Voir articles 97 et 98

[40] Article 106

[41] Articles 107 et 108.

[42] Article 2 du code pétrolier du Bénin de 2019 et article 2 du code pétrolier du Sénégal de 2019.

[43] Voir définitions à l’Article 9

[44] Voir Articles 153-162

[45] Article 166

[46] Voir respectivement articles 271 et 286.

[47] Voir notamment loi N°2-2019 du 1er février relatif au contenu local dans le secteur des hydrocarbures au Sénégal.

[48] Voir article 193 de l’ancien code. A titre de comparaison, l’article 167 de la loi n° 2019-06 portant code pétrolier en République du Bénin érige toutes les dispositions du code pétrolier en lois de police au sens du droit international privé.

[49] Article 172

[50] Ibidem

[51] Article 176

[52] Article 177

[53] Article 185

[54] Voir Articles 194 et 216

[55] Idem

[56] Voir par exemple Article 120 de la loi n° 2019-06 portant code pétrolier en République du Bénin

[57] Article 197

[58] Idem

[59] Idem

[60] Article 197

[61] Article 208

[62] Articles 217 de l’ancien code et 210 du nouveau code.

[63] Article 274

[64] Article 215 in fine

[65] Article 222

[66] Article 223

[67] Article 104

[68] Article 218

[69] Voir notamment article du code pétrolier du Sénégal de 2019

[70] Voir articles 267-283

[71] Article 177 de l’ancien code

[72] Voir articles 181-184 de l’ancien code et articles 284-290 du nouveau code

[73] Articles 293 du nouveau code et 254 de l’ancien code

[74] Voir articles 294 in fine, 295 et 296 du nouveau code

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