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Nouveau code pétrolier du Bénin : Focus sur les principales innovations

Mouhamed Kebe
Avocat, Managing Partner, GENI & KEBE
mhkebe@gsklaw.sn

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Mouhamed Kebe

Mouhamed KEBE
Avocat, Arbitre CCJA,
Membre de la Cour d’Arbitrage de la CCI
Managing Partner, GENI & KEBE

Dans un contexte marqué par d’importantes découvertes pétrolières offshore en 2013[1] et neuf ans après la mise en place de la précédente législation pétrolière, le Bénin a adopté le 16 janvier 2019 la loi N°2019-06 portant code pétrolier. Celui-ci abroge les dispositions nationales antérieures régissant les opérations pétrolières et notamment la loi N°2006-18 du 17 octobre 2006.

Le nouveau code ne s’applique pas en principe aux contrats pétroliers antérieurement conclus à son entrée en vigueur. Toutefois, il peut s’appliquer aux dits contrats si les parties optent dans ce sens[2].

Outre son statut de loi de police légalement consacré qui lui confère une application prioritaire au Bénin sans médiation des règles de conflit, la nouvelle loi portant code pétrolier comporte nombre d’innovations. Celles-ci se rapportent notamment au champ d’application, à la terminologie, aux autorisations d’hydrocarbures et aux contrats pétroliers, aux dispositions financières et fiscales, au fonds de développement pétrolier, à la responsabilité sociétale des entreprises, au contenu local et au règlement de différends. Le nouveau dispositif entend améliorer la gouvernance du secteur pétrolier et assurer sa promotion tout en renforçant le contenu local. La présente étude revient sur les principales innovations et dresse un tableau synoptique comparant les évolutions législatives entre le code pétrolier de 2006 et celui de 2019.

Champ d’application et terminologie

Le nouveau code s’applique aux opérations pétrolières à savoir la prospection, la recherche et l’exploitation. Il exclue explicitement les activités relevant du secteur pétrolier aval[3] et notamment le raffinage qui était régi par l’ancien code[4] ainsi que les activités régies par le code minier.  Aussi, il organise de façon exhaustive les activités de stockage et de transport des hydrocarbures dites généralement de midstream[5].

En plus d’une claire identification du champ d’application telle que sus énoncée, le nouveau code a également apporté des définitions dans le sens de donner une meilleure compréhension des termes utilisés. Ces définitions visent entre autres l’unitisation, la participation publique, les autorisations d’hydrocarbures, l’étude d’impact environnemental, l’étude de faisabilité ou encore le sous-traitant, le titulaire et la société pétrolière[6].

Autres dispositions générales

petrole senegalaisPropriété de gisements et de données pétrolières : En harmonie avec les régimes de propriétés retenus par plusieurs États pétroliers africains de l’espace UEMOA dont la Cote d’ivoire, le Sénégal et le Togo, le Bénin consacre désormais la propriété exclusivement étatique de gisements d’hydrocarbures et rompt avec l’ancienne disposition légale d’appartenance desdits gisements à la nation. Aussi, les données pétrolières constituées des données et informations géologiques demeurent propriété de l’État qui peut au demeurant confier leur commercialisation à un opérateur pétrolier à travers un contrat de prestation de services[7].

Nature commerciale des activités pétrolières : le code prévoit expressément la nature commerciale des activités pétrolières. Celles-ci sont ainsi soumises à la législation commerciale sous réserve des dispositions du code pétrolier.

Cadre institutionnel- Nouveau statut de l’opérateur national : Désormais, il est clairement affirmé que la gouvernance du secteur pétrolier est du ressort du Ministère chargé des hydrocarbures. Outre ses attributions administratives, le ministère joue un rôle de police du secteur et dispose d’un pouvoir de sanction en cas de manquements.

A côté de cette entité administrative, l’État s’appuie sur un opérateur national qui défend ses intérêts patrimoniaux en intervenant dans la conduite des opérations pétrolières[8]. A ce titre, l’opérateur détient les participations publiques dans les sociétés pétrolières, commercialise les données pétrolières et participe à la réalisation des opérations pétrolières et des activités associées.

Nouveaux régimes des autorisations d’hydrocarbures

Dispositions communes : Toutes les opérations pétrolières sont sujettes à des autorisations préalables. Il s’agit selon les cas des autorisations de prospection, de recherches, d’exploitation ou encore des autorisations de transport ou de stockage. Attribuée par consultation directe ou sur appel d’offres en cas de pluralité de candidatures, les autorisations sont soumises aux dispositions relatives à la réalisation des opérations pétrolières, des opérations de transport et de stockage conformément à la législation environnementale, foncière et domaniale. Les titulaires des autorisations doivent ainsi se conformer aux dispositions relatives à l’occupation des dépendances du domaine privé de l’État, aux rapports avec les tiers, ainsi qu’aux rapports entre titulaires eux-mêmes. Dans ce dernier cas, il convient de noter la mise en place des nouvelles dispositions relatives à l’unitisation qui organisent les rapports entre titulaires d’autorisations mettant en exergue une découverte d’hydrocarbures sur au moins deux zones contractuelles à l’intérieur ou à l’extérieur des frontières béninoises. C’est pourquoi, le nouveau code retient le principe d’une gestion contractualisée et conjointe des opérations pétrolières entre les titulaires d’autorisations de recherche/exploitation concernées et le cas échéant la signature d’une convention internationale entre les États concernés[9].

Dispositions spécifiques selon les types d’autorisations d’hydrocarbures et les zones d’exploitation conventionnelle/offshore

Autorisation de prospection : Elle est désormais soumise à une durée maximale de deux ans, contrairement à l’ancienne législation qui prévoyait outre une durée initiale de deux ans, une double prorogation, d’un an, chacune. Elle est délivrée de plein droit au titulaire d’un contrat de prestation de services avec l’État pour la même durée de deux ans pouvant être prorogée cette fois-ci pour une durée minimale d’un an.

De plus, le nouveau code affirme expressément que cette autorisation n’est ni cessible, ni amodiable encore moins susceptible d’hypothèque. Pouvant être délivrée sur une surface couverte par une autorisation de recherche, l’autorisation de prospection confère dans ce cas un droit de préemption au titulaire de l’autorisation recherche sur les données pétrolières. Le nouveau régime de l’autorisation de prospection est au final plus exhaustif avec de nouvelles dispositions complémentaires relatives aux modalités d’octroi et aux conditions de retrait[10].

Autorisation de recherche : Appelée anciennement permis de recherche ou permis H, la nouvelle autorisation de recherche fait l’objet d’une réforme approfondie. Cette autorisation n’est délivrée désormais qu’à des sociétés pétrolières de droit béninois détenus à 5% au moins de leur capital par des personnes physiques de nationalité béninoise ou par des entreprises béninoises. L’autorisation de recherche est désormais soumise à de nouvelles durées de mise en œuvre variant suivant le type d’exploitation. Ainsi, en zone offshore, l’autorisation est prévue pour une durée initiale de 6 ans avec une double prorogation respectivement de 3 ans et 2 ans. En zone conventionnelle, la durée initiale est limitée à 2 ans pendant que les mêmes durées de prorogation en zone offshore sont maintenues. Une prorogation supplémentaire de 2 ans est accordée en cas de découvertes d’hydrocarbures pour finaliser les études de faisabilité et préparer la phase d’exploitation. Les rendus de surface à chaque renouvellement jadis contractualisés sont désormais régis par le code pétrolier à hauteur de 25% à chaque renouvellement. De même, les obligations de travaux minimum font l’objet de durées légales maximales de réalisation nouvellement définies dont les stipulations contractuelles ne peuvent dépasser et sont sanctionnées par des pénalités et de décisions administratives de retrait le cas échéant en cas de manquements. Ces retraits de même que les décisions de renonciation ou les rendus de surface n’exonèrent pas le titulaire de l’autorisation de recherche à réaliser les travaux d’abandon nécessaire. Du point de vue de sa nature juridique, le nouveau dispositif indique clairement que l’autorisation de recherche constitue un droit mobilier distinct de la propriété du sol, non amodiable et insusceptible d’être grevé de sureté.

Tout transfert de propriété relatif à l’autorisation de recherche est soumis à une autorisation préalable du ministre chargé des hydrocarbures, et le cessionnaire doit satisfaire aux conditions initiales d’octroi notamment en termes de capacités techniques et financières.

Autorisation d’exploitation : Anciennement dénommée permis d’exploitation, la nouvelle autorisation d’exploitation retrouve un régime juridique profondément mis à jour.

D’abord, l’autorisation confère à son titulaire un droit d’exploitation étendu à tous types d’hydrocarbures, contrairement à l’ancienne législation qui excluait certaines substances comme l’asphalte, les bitumes ou encore l’ozokérite.

Du point de vue de sa nature juridique ensuite, l’autorisation d’exploitation créé un droit réel indivisible et non amodiable. Ces précisions manquaient dans l’ancien code. Ce dernier se cantonnait à préciser que le permis d’exploitation est susceptible d’hypothèque. La nouvelle législation exclut simplement cette hypothèse. Une telle évolution peut toutefois être contraignante pour les opérateurs du secteur pétrolier qui font généralement recours au permis d’exploitation grevé d’hypothèque pour garantir le financement de leurs opérations.

Une autre nouveauté introduite par le nouveau code consiste en la possibilité qui est donnée à l’État de subordonner l’octroi de l’autorisation d’exploitation à l’obtention d’une autorisation de transport et de stockage pour l’évacuation des hydrocarbures qui seraient extraits.

En outre, la durée de l’autorisation d’exploitation varie désormais selon qu’il s’agit de l’exploitation du pétrole brut ou du gaz naturel. Dans le premier cas, la durée initiale de 25 ans est maintenue tandis que dans le second, la durée retenue est de 30 ans. Lorsque l’exploitation concerne à la fois le pétrole brut et le gaz, la durée unique de 25 ans est retenue.

Enfin, lorsque l’autorisation d’exploitation est attribuée, la mise en production du gisement doit commencer dans un délai de 3 ans en zone conventionnelle et 5 ans en zone offshore très profond. Cette nouvelle obligation vise une certaine efficacité dans la conduite des opérations pétrolières d’autant plus qu’elle est assortie d’une sanction à savoir son retrait sans indemnisation en cas de non-respect par le titulaire. Le retrait ou la renonciation, ajoute le nouveau texte, n’exonère pas le titulaire concerné de l’exécution de son obligation d’abandon des travaux ainsi que celle de protection de l’environnement.

Réaménagement des procédures de transport et de stockage

Si le principe alternatif d’une autorisation spécifique de transport et de stockage ou d’une autorisation d’exploitation incluant le droit de transporter est maintenu, le transport et le stockage sont dorénavant soumis à un régime juridique réaménagé.  Du point de vue de sa nature juridique, il est désormais clairement précisé que l’autorisation de transport constitue un droit à caractère immobilier, distinct de la propriété du sol, indivisible, non amodiable et susceptible d’hypothèque[11]. S’agissant de ses conditions de délivrance, l’autorisation de transport et de stockage n’est désormais attribuée qu’à une société de droit béninois.

Il est important de relever par ailleurs que le nouveau code a apporté des innovations relatives aux conditions et modalités de mise en œuvre de l’autorisation de transport et de stockage. Ces innovations ont pour effet de donner à l’autorisation de transport et de stockage en plus de son régime contractuel un régime légal[12].

Nouveau régime de contrats pétroliers

Dispositions communes : D’emblée, il convient de noter que si l’ancienne législation donne implicitement à l’État la possibilité de conclure tous types de contrats pétroliers y compris le contrat de concession, la nouvelle législation dispose autrement. Par contrat pétrolier, il faudra dorénavant entendre : le contrat de partage de production qui devient le principal modèle de réalisation des opérations pétrolières, le contrat de transport et de stockage et le contrat de prestation services[13]. Dans ce dernier cas, la durée du contrat ne peut excéder 5 ans renouvelable une fois, tandis que dans les deux autres types contractuels, leurs durées respectives devraient être calquées sur celles des autorisations d’hydrocarbures y relatives, ou celles contractuellement convenues. Tous les contrats pétroliers sont désormais soumis à l’approbation du Conseil des Ministres. Ils sont également soumis au principe de confidentialité durant leur exécution. Plus globalement, ces contrats doivent être conformes aux dispositions du code pétrolier.

Dispositions spécifiques aux contrats de partage de production : Après avoir défini le contrat de partage de production comme une convention par laquelle l’État s’attache les services d’une société pétrolière pour effectuer des opérations de recherches et d’exploitation le cas échéant pour son compte et aux frais de la société, le nouveau code précise les modalités de rémunération des parties contractantes. La société pétrolière, titulaire d’autorisation d’hydrocarbures, reçoit en effet une part de la production à titre de rémunération après déduction des sommes investies pour les opérations pétrolières réalisées (couts pétroliers) et ce en tenant compte des modalités légales ci-dessous rappelées : 

  • Suivant un rythme contractuellement défini, une part de la production totale d’hydrocarbures nette de la redevance ad valorem est affectée au remboursement de couts pétroliers plafonnée à 70% pour les zones conventionnelles, 75% en zone offshore profond et 80% en zone offshore très profond
  • Le solde de la production totale d’hydrocarbures, après déduction de la redevance ad valorem et de la part prélevée au titre des couts pétroliers est partagé entre l’État et le titulaire.

La part de l’État est traitée au titre d’un « tax oil » qui remplace désormais l’impôt sur les sociétés dù par les titulaires des autorisations d’hydrocarbures.

Réaménagement des régimes financier, fiscal et douanier

Fonds de développement pétrolier : Il s’agit d’un régime rénové de l’ancien fonds de promotion pétrolière.  Le nouveau dispositif enregistre de nouvelles attributions allant du financement de l’opérateur national sous forme de prêts au soutien de programmes de renforcement des capacités des agents des administrations compétentes en passant par la prise en charge financière des opérations de prospection pétrolière. Du point de vue de ses ressources, le fonds de développement s’enrichit, outre les traditionnelles 20% de la redevance ad valorem reçue par l’État, des produits des prêts consentis, d’une fraction de bonus de signature ou encore de dons et legs. Les modalités d’organisation et de fonctionnement de ce fonds seront définis par voie règlementaire.

Participation de l’État durant la phase d’exploitation : Désormais, l’État dispose d’un droit d’exiger une participation de 15% cédée par le titulaire d’une autorisation d’exploitation au moment de l’attribution de cette dernière. En cas de copropriété de l’autorisation, chaque co-titulaire verrait sa participation diminuée du pourcentage devant être cédée à l’État. Détenue par l’opérateur national pour le compte de l’État, cette participation est financée sur la base des avances faites par les autres co-titulaires de l’autorisation et qui sont considérées comme des couts pétroliers. Couvrant au moins 10% de la participation, ces avances ne produisent toutefois pas des intérêts et demeurent remboursables uniquement en nature sur la part des couts pétroliers récupérables revenant à l’État. L’État peut faire une demande d’une participation supplémentaire au-delà du pourcentage de 15% auquel les co-titulaires ne sont pas tenus d’accéder. Les conditions d’acquisition et de mise en œuvre de la participation supplémentaire lorsque cette dernière dépasse 10% sont convenues de commun accord entre les parties. 

Ristournes et répartition des recettes pétrolières : Le nouveau code propose désormais un régime de ristournes à des taux légalement définis provenant des droits fixes, de la redevance superficiaire, des bonus, de la redevance ad valorem et des pénalités versés à l’État au profit des agents du ministère chargé des hydrocarbures[14]. Il convient de noter également que 8% de tout bonus de signature et de tout bonus d’exploitation sont versées désormais à l’opérateur national.

Droits fixes relatifs aux autorisations d’hydrocarbures : Désormais, les demandes d’autorisations d’hydrocarbures, leurs renouvellement, les renonciations ou les mutations y relatives sont assujettis au paiement de droit fixes ainsi définis :   

Activités relatives aux autorisations

Montants à payer

Délivrance d’une autorisation de prospection :

2.500.000 de francs CFA

Délivrance d’une autorisation de recherche  

5.000.000 de francs CFA

Renouvellement d’une autorisation de recherche :       

5.000.000 de francs CFA

Prorogation d’une autorisation de recherche :

5.000.000 de francs CFA

Mutation d’une autorisation de recherche ou d’une participation dans         une autorisation de recherche :    

5.000.000 de francs CFA

Renonciation totale ou partielle à une autorisation de recherche :

5.000.000 de francs CFA

Délivrance d’une autorisation d’exploitation :

100.000.000 de francs CFA

Renouvellement d’une autorisation d’exploitation :          

100.000.000 de francs CFA

Mutation d’une autorisation d’exploitation ou d’une participation dans               une autorisation d’exploitation :  

100.000.000 de francs CFA

Renonciation à une autorisation d’exploitation :

100.000.000 de francs CFA                   

Délivrance d’une autorisation de transport et de stockage :

100.000.000 de francs CFA

Prorogation d’une autorisation de transport et de stockage :          

100.000.000 de francs FCFA

Mutation d’une autorisation de transport et de stockage :

100.000.000 de francs CFA

 

Bonus de signatureBonus d’exploitation : Le code de 2019 institue un bonus signature lorsque l’attribution d’une autorisation de recherche ou d’exploitation porte sur une zone contractuelle non couverte par une autorisation d’hydrocarbures. Il met également en place un bonus d’exploitation dû à l’attribution de l’autorisation d’exploitation. Les modalités de mise en œuvre et notamment leur traitement au titre de couts pétroliers sont fixées dans le contrat de partage de production.

Redevance superficiaire : Alors que l’ancien code pétrolier traite partiellement de la redevance superficiaire et renvoit à un complément de régime par voie règlementaire, la nouvelle législation prévoit un régime exhaustif centré sur le code pétrolier. Les titulaires d’autorisations de recherche, d’exploitation, de transport et de stockage sont assujettis à la redevance superficiaire annuelle établie suivant le barème légal ci-dessous :

Types d’autorisation

Période concernée et droits dus

Autorisation de recherche

(i) période initiale :

(ii) 500 francs CFA/km²/an

(iii première période de renouvellement :

1 500 francs CFA/km²/an      

(iv) deuxième période de renouvellement : 2.500 francs CFA/km²/an      

(v) prorogation : 5.000 francs CFA/km²/an

Autorisation d’exploitation

(i) période initiale :     1.500.000 francs CFA/km²/an

(ii) période de renouvellement : 2.000.000 francs CFA/km²/an

Autorisation de transport et de stockage

1 500.000 francs CFA/km²/an pour la portion de cette autorisation située sur la partie terrestre du territoire.

 

Redevance ad valorem : Contrairement à l’ancienne législation qui fixe un taux minimum de 8%, le nouveau code institue de nouveaux taux variables ainsi définis :

 (i) entre 10% et 15% en ce qui concerne le pétrole brut ;

(ii) entre 2,5% et 5% en ce qui concerne le gaz naturel.

Impôt sur les sociétés : Initialement fixé au taux variable 35%-45% pour le contrat de concession et un taux maximum de 45% pour les autres types de contrats, l’impôt sur les sociétés a vu son régime profondément évoluer en 2019. Sur le principe, cet impôt s’impose désormais aux titulaires des autorisations de transport et de stockage tel que prévu en droit commun alors que les titulaires d’ autorisations d’hydrocarbures en sont désormais exclus. Ainsi, avec ce régime, l’Etat bénéfice du partage du solde de la part d’hydrocarbures restant, après déduction des couts pétroliers et paiement de la redevance ad valorem. Cette déduction et ce paiement se feront suivant les modalités définies dans le contrat de partage de production et le code pétrolier en tenant compte d’un ratio de rentabilité qui y est défini. Dans tous les cas, le taux de ce nouvel impôt, appelé « tax oil » ne peut être inférieur aux taux ci-dessous légalement définis :

  • Quarante-cinq pour cent (45%) pour les zones contractuelles d’Exploitation situées dans la Zone conventionnelle ;
  • Quarante pour cent (40%) pour les zones contractuelles d’exploitation situées dans la zone offshore profond ou la zone offshore très profond[15].

Prélèvement exceptionnel sur les plus-values des transactions emportant mutation de propriété : Désormais, les plus-values réalisées par le titulaire d’autorisation d’hydrocarbures à l’occasion des transactions emportant mutation de propriété de tout ou partie de sa participation dans cette autorisation sont taxées à hauteur de 25%. Tout en tenant compte de différents types de transactions entrainant mutation de propriété, le législateur prend le soin de définir l’assiette, les modalités de recouvrement et de liquidation de cette nouvelle imposition.

Nouveau régime des exonérations fiscales : La taxe sur la valeur ajoutée ainsi que les taxes assimilées ne sont pas dues sur la fourniture de biens et prestations de services à l’exclusion de engins ou véhicules conçus ou aménagés pour le transport de personnes ou des usages mixtes ainsi que les pièces détachées y relatives[16]. Cette exonération bénéficie exceptionnellement aux sous-traitants de titulaires d’autorisations d’hydrocarbures. Il convient de rappeler que le nouveau dispositif a institué un principe de soumission de sous-traitants au régime fiscal de droit commun. Outre la TVA, le titulaire d’une autorisation d’hydrocarbures bénéficie des exonérations de tous autres impôts et taxes intérieurs prévus par le code pétrolier.

Ne sont toutefois pas inclus dans ces exonérations les droits fixes, le tax oil, les redevances ad valorem et superficiaire, les droits de timbre, les droits d’enregistrement, la taxe sur les véhicules à moteur et de tourisme, la taxe unique sur les contrats d’assurance ainsi que les taxes radiophoniques et télévisuelles intérieures[17].

Sont toutefois exonérés les impôts et taxes intérieurs ci-après :

  • (i) l’impôt sur les sociétés ;
  • (ii) l’acompte sur impôt assis sur les bénéfices (AIB) ;
  • (iii) l’impôt sur les distributions de bénéfices ;
  • (iv) les impôts et taxes de quelque nature que ce soit sur les intérêts et autres produits des sommes empruntées par le titulaire pour les besoins des opérations pétrolières ;
  • (v) les droits d’enregistrement et de timbre consécutifs à la constitution des sociétés et aux augmentations de capital ;
  • (vi) la contribution foncière des propriétés bâties et/ou non bâties, la taxe foncière à l’exception de celle exigible sur les immeubles à usage d’habitation ;
  • (vii) la contribution des patentes.

Il convient de noter que les exonérations ci-dessus visées ne s’appliquent pas aux redevances pour services rendus, notamment les redevances portuaires et les péages routiers. De même, la retenue à la source due au titre de rémunérations versées aux prestataires de services situés à l’étranger reste applicable sous réserve des conventions de non double imposition. Une retenue à la source sur la location d’équipements et de matériels de forage ainsi que toutes prestations de forage rendues au titulaire par ses sous-traitants et sociétés affiliées reste également due aux taux dérogatoires suivants :

  • Cinq pour cent (5%) pour les zones contractuelles d’exploitation situées dans la zone offshore profond ;
  • Zéro pour cent (0%) pour les zones contractuelles d’exploitation situées dans la zone offshore très profond.

Contribution annuelle à la formation : Il s’agit désormais d’une obligation légalement consacrée et assortie de pénalités en cas de retard. Tout contrat pétrolier doit prévoir en effet un montant indicatif pour la prise en charge de la formation des agents du Ministère chargé des hydrocarbures[18].

Dispositions douanières

Franchise, exonération et régime d’admission temporaire : Si l’ancien code ne prévoit que brièvement des dispositions sur le régime douanier des opérations pétrolières en renvoyant notamment au régime général des exonérations de tous droits et taxes qu’il prévoit, la nouvelle législation propose un régime plus exhaustif en plus du régime contractuel proposé pour les conventions de transport et de stockage. Ainsi, les produits et biens ainsi que la fourniture des pièces détachées y relatives, directement, exclusivement et à titre définitif, relatifs aux opérations pétrolières et non disponibles localement sont admis en franchise de droits et taxes d’entrée y compris la TVA.  Sont exclus de cette exonération la taxe statistique, le prélèvement communautaire et le prélèvement communautaire de solidarité. Le législateur prend le soin de préciser les produits et biens non concernés par cette franchise et demeurant en conséquence sous le régime de droit commun.

Dans la même perspective, il précise que l’exonération dont il s’agit est valable pour une durée de 5 ans suivant l’octroi de l’autorisation d’hydrocarbure concernée.

Enfin, les véhicules, matériels, machines, engins et équipement affectés aux opérations pétrolières et destinés à être réexportés sont admissibles au régime d’admission temporaire pendant la durée de l’autorisation d’hydrocarbure concernée et peuvent éventuellement être admis en régime suspensif les excluant à terme de tout droit de sortie.

Aussi, la part des hydrocarbures revenant à tout titulaire dans le cadre du contrat de partage de production est exportée en franchise de tout droit et taxe de sortie.

Il convient de noter que la mise en œuvre de tous ces avantages douaniers est définie conformément au code pétrolier, et le cas échéant, suivant des conditions règlementaires et contractuelles. De plus, ces avantages peuvent bénéficier aux titulaires, à leurs sous-traitants ainsi qu’au personnel expatrié employé par le titulaire s’agissant de leurs effets et objets personnels en cours d’usage à l’exclusion des véhicules automobiles.

Taxe statistique : Celle-ci est désormais imposée aux titulaires au taux de 1% sur les produits et biens importés dans le cadre des opérations pétrolières.

Régime de change : Le législateur soumet désormais tout titulaire au régime de change applicable en République de Bénin alors que l’ancienne législation prévoyait un régime dérogatoire avantageux pour le titulaire. Il est important de préciser que ce régime de change est un régime communautaire en vigueur dans l’ensemble des pays de l’UEMOA.

Contenu local – Responsabilité sociétale des entreprises

Pouvant être considérée comme l’une des innovations majeures du nouveau code[19], les dispositions relatives au contenu local et à la responsabilité sociétale des entreprises sont basées principalement sur une préférence locale des employés béninois bénéficiaires de surcroit d’un quota minimum défini par voie règlementaire d’une part et d’autre part, sur une priorité accordée aux entreprises béninoises pour les contrats de construction, de fournitures et de prestation de services, à conditions équivalentes de qualité, de quantité, de délais de livraison, de prix des conditions de paiement et de services après-vente. Il convient de noter que les personnes physiques ressortissantes de l’espace UEMOA sont considérées comme détenant la nationalité béninoise dans ce cas précis. Aussi, le code retient une définition spécifique de l’entreprise béninoise en se basant sur la détention majoritaire de son capital par les personnes physiques de nationalité béninoise, la réalisation locale de 50% de sa valeur ajoutée de produits qu’elle commercialise et qui emploie une main d’œuvre de nationalité béninoise dont les couts salariaux représentent au moins 50% des couts salariaux totaux. Le nouveau code s’attèle en outre à proposer un cadre institutionnel de mise en œuvre de cette politique en matière de contenu local et de RSE.

Protection de l’environnement et du patrimoine culturel, de l’hygiène, de la sécurité et de la santé

L’exigence de protection de l’environnement est désormais renforcée dans la nouvelle législation avec des dispositions relatives aux périmètres de protection autour de certains lieux à enjeux culturels et environnementaux subordonnant ainsi l’exercice des activités pétrolières dans ces périmètres à des autorisations administratives spécifiques. Il en est de même des normes en matière des aires protégées qui s’imposent aux titulaires des autorisations d’hydrocarbures, de transport et de stockage ainsi que des normes en matière d’établissements dangereux, insalubres et incommodes. Cette exigence de protection de l’environnement est complétée dans la même perspective par des dispositions protectrices du patrimonial culturel et des dispositions relatives à la santé et de la sécurité de personnes, des animaux et des biens.

Le nouveau code s’aligne ainsi aux standards internationaux en matière de protection de l’environnement et du développement durable qui exige aussi bien des États hôtes que des multinationales qui opèrent dans leurs territoires de prendre de mesures idoines pour protéger l’environnement. Il est important de relever qu’à l’instar de la plupart des législations mises en œuvre au cours de ces dernières années sur cette question, le nouveau code exclue l’application des clauses de stabilisations lorsqu’il s’agit des modifications de la législation en vigueur à la protection de l’environnement et du patrimoine culturel[20].

Règlement de différends

Si l’ancien code consacre laconiquement quelques dispositions relatives à la compétence des juridictions béninoises en matière pénale tout en renvoyant la question au contrat pétrolier, le nouveau code met en évidence un régime plus exhaustif de règlement de différends.

Ainsi, les décisions de retrait d’autorisations ou de déchéance sont soumises au régime du recours pour excès de pouvoir devant les juridictions béninoises ou devant un tribunal arbitral. Le principe de la compétence des juridictions béninoises pour tout différend né de l’application de la législation pétrolière est donc retenu. Toutefois, les parties ont la possibilité de définir des clauses de règlement alternatif de différends dans leurs contrats pétroliers.

Au regard de ce qui précède, il est permis de soutenir que le Bénin dispose désormais d’une nouvelle législation pétrolière attractive, exhaustive et alignée aux évolutions règlementaires récentes dans le secteur pétrolier.

 

Tableau synoptique des principales évolutions règlementaires

 

Points saillants

Code 2006

Code 2019

Intérêts de la réforme

Autorisations d’hydrocarbures

 

Dispositions communes

 

 

 

Prospection

 

 

 

Recherche

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Exploitation

 

 

 

N/A        `

 

N/A

 

 

Durée : 2 ans +1+1 de prorogation     

 

 N/A

 

 

 

 

 

 

Durée : 3 ans renouvelable

 

 

 

 

 

 

 

 

Champ d’application : hydrocarbures à l’exclusion de certaines substances légalement identifiées

 

-Possibilité de constituer une hypothèque

 

 

-Durée initiale : 25 ans

 

 

 

N/A

 

 

-Appel d’offres/consultation directe    

-Unitisation

 

 

Durée maximale : 2 ans      

 

 

Conditions d’octroi : détention 5% du capital du demandeur par des personnes physiques de nationalité béninoises ou des entreprises béninoises

 

Durée initiale :

Zone conventionnelle : 2 ans

Zone offshore : 6 ans

 

Double Prorogation pour les deux zones :

Prorogation 1 : 3 ans Prorogation 2 : 2 ans

 

Tous types d’hydrocarbures

 

 

 

 

 

 

 

-Impossibilité de constituer une hypothèque

 

 

 

Pétrole brut :  25 ans

Gaz naturel : 30 ans

 

 

Délais de mise en production :

Zone conventionnelle : 3 ans

Zone offshore très profond : 5 ans

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Transparence et efficacité des procédures d’octroi et de gestion des autorisations d’hydrocarbures

 

 

Contrats pétroliers

 

Dispositions communes

 

 

 

Dispositions spécifiques au CPP

 

 

 

Typologie : liberté contractuelle

 

 

 

 

N/A

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Typologie : Contrat de partage de production, contrat de prestation de service, contrat de transport et de stockage

 

 

Cost oil : plafonnée à 70% pour les zones conventionnelles, 75% en zone offshore profond et 80% en zone offshore très profond

Tax Oil :

> ou = 45% en Zone conventionnelle ;

> ou =  40%  en zone offshore profond / très profond.

 

 

 

 

 

 

Meilleure visibilité du régime contractuel

Régimes financier, fiscal et douanier

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

N/A

 

 

 

Redevance ad valorem: 8%

 

 

 

 

 

Impôt sur les sociétés :

35%-45%

 

 

 

 

 

 

N/A

Bonus de signature et bonus d’exploitation

 

 (i) 10%-15% en ce qui concerne le pétrole brut ;

(ii) 2,5%-5% en ce qui concerne le gaz naturel.

 

Titulaires de contrat de transport : régime de droit commun

 

Autres contrats pétroliers : Voir régime du tax oil

 

Prélèvement exceptionnel sur les plus-values des transactions emportant mutation de propriété : 25%

 

 

 

 

 

 

Optimisation des revenus de l’État

Contenu local et RSE

 

 

N/A

Emploi des nationaux et Sous-traitance : préférence et priorité nationales avec un quota fixé par voie règlementaire

 

Renforcement de l’impact socio-économique local de l’industrie pétrolière

Protection de l’environnement

 

N/A

 

 

N/A

 

-Nouveaux enjeux de protection du patrimoine culturel

– Exclusion de la législation environnementale du champ d’application de la clause de stabilisation

 

Renforcement de la protection de l’environnement

 

 

 

 

 

 

 

 

Règlement de différends

 

 

 

 

Juridictions nationales en matière pénale

 

Renvoi au contrat pétrolier pour le règlement des litiges

 

 

Principe de la compétence des juridictions béninoises en matière de recours pour excès de pouvoir contre les décisions de retrait et de déchéance

 

Délais en matière de recours pour excès de voir applicables au règlement arbitral de différends

 

 

Possibilité de règlement alternatif de différends à définir dans le contrat pétrolier pour les différends relatifs à la législation pétrolière ou au code pétrolier

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Régime ouvert de règlement de différends

 

Notes :

[1] Voir notamment Article de Jeune Afrique du 31 octobre 2013 y relative, disponible suivant ce lien : https://www.jeuneafrique.com/15155/economie/le-b-nin-re-d-couvre-du-p-trole/ (Dernière visite le 27 mars 2019).

[2] Voir article 166 du code.

[3] Voir article 2 du code.

[4] Voir article 116 et s. du code de 2006

[5] Voir articles 95 et s. du code.

[6] Voir article 1er relatif aux définitions.

[7] Voir article 8 du code.

[8] Voir articles 16 et s. du code

[9][9] Ce cas de figure se rapproche dans une certaine mesure de celui qui était en cours entre le Sénégal et la Mauritanie suite à une découverte offshore d’hydrocarbures faite par le même opérateur sur une zone frontalière avec les deux pays. Cette situation a conduit les deux Etats à signer une convention définissant les modalités d’exploitation.

[10] Voir articles 56 et s. du code.

[11] Voir article 95, alinéa 3 du code.

[12] Voir articles 95 et s. du code.

[13] Voir article 1er du code relatif aux définitions.

[14] Voir article 152 du code.

[15] Voir article 120 du code.

[16] Voir article 133 du code.

[17] Voir article 134 du code.

[18] Voir article 138 du code.

[19] Voir articles 47 et s. du code.

[20] Article 47, alinéa 2.

Droit des affaires Pétrole

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