« Le Forum Civil, section sénégalaise de Transparency International constate que, par rapport au Code pétrolier de 1998, le nouveau projet de Code Pétrolier (CP) présente des progrès substantiels notamment sur :
L’introduction du principe de l‘appel d’offres ;
L’instauration d’un bonus de signature et de production ;
La mise en place d’une commission d’examen et de négociation des contrats ;
La limitation des exonérations fiscales et douanières à la période d’exploration/développement (avec toutefois des réserves) ;
L’introduction d’une garantie bancaire pour les engagements contractuels de travaux minimum à la place d’une garantie de maison-mère sans valeur, « facteur R ».
Le projet de Code Pétrolier demeure, toutefois, largement perfectible particulièrement dans les domaines relatifs aux questions fiscales, de contrôle de la production et sur l’environnement notamment.
En outre, beaucoup de points essentiels pour ne pas dire critiques sont renvoyés aux contrats pétroliers, ce qui expose à des risques d’incohérence, de manipulation, de doubles standards, voire de corruption.
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 événement 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 veto, 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.
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.
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)
Article 51
Le code de l’environnement (tout comme le code de l’eau, le code de la pêche, le code de la marine marchande et le code des forêts) devraient être actualisés à la lumière des nouveaux enjeux et risques de l’exploitation des hydrocarbures, et notamment les catastrophes majeurs récentes (accident et pollution majeure de BP Deep Horizon au golfe du Mexique, USA, dont les coûts avoisinent 40 milliards $ (22 000 milliards FCFA) déjà payés ou provisionnés (avec une projection finale à 90 milliards quand toutes les compensations (dommages à la faune, à la flore, pertes touristiques, pertes d’emplois, etc.) seront déterminées avec précision.
Article 52
L’exigence de « respecter et de protéger les droits humains » doit être précisée avec notamment une référence claire à l’interdiction du travail des enfants et du travail forcé, conformément aux textes pertinents de l’ONU.
Article 53
La référence à l’ITIE ne doit pas se limiter seulement aux déclarations de revenus et à la divulgation des propriétaires réels. Elle doit inclure les dispositions sur les conflits d’intérêts et sur les personnes politiquement exposées (PPE) selon les normes et standards internationaux (ITIE, GAFI, OCDE, ONU)
Article 56
d) « Contribuer au maximum au transfert technologique » est une exigence très vague. La loi sur le contenu local (à laquelle le code pétrolier doit faire référence) devrait prendre en charge de façon plus précise cette notion. Les pays qui bénéficient le mieux de leurs ressources minérales (PGM) ou naturelles en général, ont fait de cette maîtrise une priorité préalable absolue (BRICS, Indonésie, Malaisie qui ont acquis une expérience et une expertise leur ayant permis non seulement d’amorcer leur émergence, mais d’exporter, à leur tour, le savoir-faire assimilé, en termes de transfert de technologie).
Article 59
Les cessions de droits portant sur les titres miniers d'hydrocarbures doivent être imposables conformément aux meilleures pratiques (le CGI doit le préciser ou être amendé pour le prévoir).
.
Les droits et titres d’exploitation étant des droits réels immobiliers, (à l’inverse des droit et titres d’exploration), la plus-value générée par leur cession doit être taxée comme telle, conformément aux meilleures pratiques et aux Directives Communautaires pertinentes (UEMOA, CEDEAO).
En général, les taux d’imposition des plus-values sont différenciés selon que la PV est à CT (Court Terme) ou à LT (Long Terme). Les PV à CT, plus spéculatives, sont davantage imposées. En outre, le principe de solidarité entre cédant et cessionnaire pour tout paiement des droits acquis à la cession doit être affirmé sans ambigüïté.
Article 71
Pour l’arbitrage, il est recommandé d’avoir recours aux règles CCI, généralement moins défavorables aux Etats, que les règles CRDI, en cas de traité bilatéral d’investissement (TBI ou BIT-Bilatéral Investment Treaty). L’arbitrage type CNUDCI (Commission des Nations Unies pour le Droit Commercial International) est une alternative à l’arbitrage CCI. Dans un échantillon d’une dizaine de pays analysé par les IFI, dans aucun cas la procédure CIRDI n’a été retenue, c’est celle du CCI qui a été choisie par les parties. Contrairement à ce qui a été décidé dans les 2 contrats Total de 2017, (CRDI), il faudrait choisir dans le code pétrolier le processus CCI, avec possibilité de recourir au CNUDCI, le cas échéant… »
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.
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 événement 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 veto, 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.
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.
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)
Article 51
Le code de l’environnement (tout comme le code de l’eau, le code de la pêche, le code de la marine marchande et le code des forêts) devraient être actualisés à la lumière des nouveaux enjeux et risques de l’exploitation des hydrocarbures, et notamment les catastrophes majeurs récentes (accident et pollution majeure de BP Deep Horizon au golfe du Mexique, USA, dont les coûts avoisinent 40 milliards $ (22 000 milliards FCFA) déjà payés ou provisionnés (avec une projection finale à 90 milliards quand toutes les compensations (dommages à la faune, à la flore, pertes touristiques, pertes d’emplois, etc.) seront déterminées avec précision.
Article 52
L’exigence de « respecter et de protéger les droits humains » doit être précisée avec notamment une référence claire à l’interdiction du travail des enfants et du travail forcé, conformément aux textes pertinents de l’ONU.
Article 53
La référence à l’ITIE ne doit pas se limiter seulement aux déclarations de revenus et à la divulgation des propriétaires réels. Elle doit inclure les dispositions sur les conflits d’intérêts et sur les personnes politiquement exposées (PPE) selon les normes et standards internationaux (ITIE, GAFI, OCDE, ONU)
Article 56
d) « Contribuer au maximum au transfert technologique » est une exigence très vague. La loi sur le contenu local (à laquelle le code pétrolier doit faire référence) devrait prendre en charge de façon plus précise cette notion. Les pays qui bénéficient le mieux de leurs ressources minérales (PGM) ou naturelles en général, ont fait de cette maîtrise une priorité préalable absolue (BRICS, Indonésie, Malaisie qui ont acquis une expérience et une expertise leur ayant permis non seulement d’amorcer leur émergence, mais d’exporter, à leur tour, le savoir-faire assimilé, en termes de transfert de technologie).
Article 59
Les cessions de droits portant sur les titres miniers d'hydrocarbures doivent être imposables conformément aux meilleures pratiques (le CGI doit le préciser ou être amendé pour le prévoir).
.
Les droits et titres d’exploitation étant des droits réels immobiliers, (à l’inverse des droit et titres d’exploration), la plus-value générée par leur cession doit être taxée comme telle, conformément aux meilleures pratiques et aux Directives Communautaires pertinentes (UEMOA, CEDEAO).
En général, les taux d’imposition des plus-values sont différenciés selon que la PV est à CT (Court Terme) ou à LT (Long Terme). Les PV à CT, plus spéculatives, sont davantage imposées. En outre, le principe de solidarité entre cédant et cessionnaire pour tout paiement des droits acquis à la cession doit être affirmé sans ambigüïté.
Article 71
Pour l’arbitrage, il est recommandé d’avoir recours aux règles CCI, généralement moins défavorables aux Etats, que les règles CRDI, en cas de traité bilatéral d’investissement (TBI ou BIT-Bilatéral Investment Treaty). L’arbitrage type CNUDCI (Commission des Nations Unies pour le Droit Commercial International) est une alternative à l’arbitrage CCI. Dans un échantillon d’une dizaine de pays analysé par les IFI, dans aucun cas la procédure CIRDI n’a été retenue, c’est celle du CCI qui a été choisie par les parties. Contrairement à ce qui a été décidé dans les 2 contrats Total de 2017, (CRDI), il faudrait choisir dans le code pétrolier le processus CCI, avec possibilité de recourir au CNUDCI, le cas échéant… »