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 :
Le projet de Code Pétrolier demeure, toutefois, largement perfectible particulièrement dans les domaines relatifs aux questions fiscales, de contrôle de la production et sur l’environnement notamment.
En outre, beaucoup de points essentiels pour ne pas dire critiques sont renvoyés aux contrats pétroliers, ce qui expose à des risques d’incohérence, de manipulation, de doubles standards, voire de corruption.
Selon les meilleures pratiques un CP traite des principes généraux, le contrat-type des règles générales et les contrats traitant des spécificités.
Ainsi, pour restreindre les zones d’incertitude et de « subjectivité », il est nécessaire d’adjoindre l’annexe d’un contrat-type au code.
Les dispositions fiscales ne sont pas bien verrouillées, elles comportent ainsi une brèche ouverte béante !
Du point de vue de la structure, les 2 CP (1998 et 2018) sont quasi similaires avec respectivement 11 chapitres répartis en 71 articles, d’une part, et 10 chapitres couvrant 75 articles d’autre part.
Selon l’ordonnancement du texte, article par article, les observations et propositions du Forum Civil portent sur vingt-neuf (29) articles (I) sur les soixante-quinze (75 article du projet de Code.
Les points qui n’ont pas été prises en considération par le projet de Code (II), conformément au benchmarking prenant en compte les meilleures pratiques, et prenant en considération les recommandations pertinentes des institutions, organisations et pays de référence sont résumés à la suite (points les plus importants soulignés, à traiter).
I : PROPOSITIONS ET OBSERVATIONS SELON L’ORDONNANCEMENT DU PROJET DE CODE PETROLIER.
Ces observations et propositions concernent les articles2, 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
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) :
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) :
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 :
L’étude de faisabilité est d’une importance capitale, car c’est la justification de la décision d’investissement que la SPE soumet à l’approbation de ses instances décisionnelles pour s’engager. Ses paramètres servent donc de référence, pour apprécier en toute transparence, leur validité.
L’étude d’impact environnemental et social (EIES) doit inclure les dimensions « santé et sécurité » et induire le plan de gestion environnemental et social (PGES), (qui doit être mentionné comme une exigence).
Article 34
Dans un CPP, la détermination de la part de l’Etat (et subséquemment celle de la SPN dans la JV) dépend essentiellement des coûts pétroliers (Cost Oil, CO), déduits avant le partage. Il est donc particulièrement important de bien délimiter le périmètre de ces CO (qui incluent des dépenses de contenu local), par une définition précise des éléments qui le constituent et de leurs méthodes d’évaluation. Cela renvoie à l’annexe comptable et aux notions de « ring fencing » (enclos fiscal) ou d’individualisation des activités, par opposition à la consolidation, (principe des vases communicants). Cela suppose une certaine expertise en matière de comptabilité (générale et analytique). Le CO (qui, déduit de la valeur de la production, donne le Profit Oil –PO) est généralement plafonné : c’est le recouvrement du CO, la part non imputée sur la production de l’année est reportée sur les années suivantes, mécanisme identique au report déficitaire comptable.
Les meilleures pratiques postulent que plus un régime fiscal est favorable, voire accommodant pour les SPE (cas du Sénégal où le taux de l’IS a été drastiquement réduit de 33 à 30%, soit près de 10% de baisse en valeur relative), plus la part de l’Etat dans le partage de production doit être importante, en guise de compensation. Car les 3 principales sources de revenus pour l’Etat sont sa part de production, l’impôt sur les bénéfices de la part de la SPE et les redevances. Ces dernières peuvent également servir de variable d’ajustement, du fait de leur incertitude moins forte, dans une stratégie de négociation réussie, fondée sur des simulations à partir des projections financières (assiette fiscale) de l’étude de faisabilité.
Selon la même logique, plus le cost oil est élevé, plus la part de l’Etat dans le profit oil résultant doit être forte, pour compenser, et les redevances ad valorem consistantes (selon une échelle mobile progressive)
Les taux maximums de recouvrement des coûts pétroliers doivent être limités à 65% maximum, avec possibilité de report, comme proposé ci-dessous (synthèse des meilleures pratiques « benchmarquées »)
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.
Notre pays ne disposant pas d’une fiscalité progressive, d’une part, le taux de recouvrement des coûts pétroliers étant relativement généreux pour les SPE, d’autre part, la part de l’Etat dans la production doit être suffisante pour compenser.
Article 40
La justification de la redevance ad valorem, c’est le caractère non renouvelable des ressources minérales (PGM), à l’inverse des autres ressources naturelles (forêts qui peuvent être reboisées, eau qui peut être « exhaurée » des nappes phréatiques renouvelées par les pluies, par exemple).
En outre la redevance trouve sa légitimité dans le fait que le pays est propriétaire des ressources exploitées, la SPE n’en détenant que l’usufruit, en tant que délégataire, en quelque sorte. Dans certains pays, la redevance, basée sur une échelle mobile peut atteindre 30%.
L’avantage de la redevance, c’est qu’elle est calculée en amont sur la production brute, avant toute déduction (de cost oil, ou d’autres frais ou charges d’exploitation). C’est la source de revenu la plus sûre et sécure pour l’État, raison pour laquelle elle est prioritaire et généralement basée sur une échelle mobile : ainsi elle est une fonction croissante de la production. Selon les pays, elle est indexée sur le volume et/ou la valeur (au prix courant du marché).
A défaut d’échelle mobile (toujours souhaitable, selon les meilleures pratiques), les taux indiqués doivent être sensiblement revus à la hausse comme proposé ci-dessous, car ils sont « flats ».
Avec une échelle mobile basée sur l’évolution du facteur R ci-dessus, ces taux seraient des taux maximums, ce qui signifie que la base de l’échelle serait plus basse que ces chiffres qui en seraient le sommet. Ainsi, l’État profiterait, tout à fait légitimement, de la rentabilité croissante de l’exploitation, en termes, soit de hausse de production avec les économies d’échelle qui en résulteraient), soit de hausse des prix ou la combinaison des 2 paramètres.
Article 44
Les frais de dossier pour le renouvellement ou l’extension des TMH sont dérisoires (25 000$), pour des actifs valant des centaines de millions de dollars, d’une part, et compte tenu du fait que l’Etat doit solliciter une expertise étrangère très onéreuse pour en apprécier les aspects de justification technique, d’autre part. Par conséquent, il faudrait les porter à 200 000$ au moins.
Article 45
Le taux des loyers superficiaires doivent également être revus à la hausse, pour tenir compte de la nécessité de verser des compensations (ou indemnités ou dédommagements) aux pêcheurs (pour l’offshore) et aux agriculteurs et pasteurs (pour l’onshore) qui ne pourraient plus accéder à leurs zones d’activité, du fait de l’exploitation des hydrocarbures. Ainsi privés de leur activité principale, et n’ayant pas d’autre source de revenus, il est tout à fait légitime de les compenser de manière juste et équitable, en attendant une éventuelle reconversion, ou l’accès à la formation et à des emplois dans le secteur.
Propositions (chiffres en USD/Km2 /an
Il faudrait corriger l’intitulé des 2e et 3e points en « 1e et 2e période de renouvellement », au lieu de « première période d’exploration » (le 1er point traitant de la « période initiale d’exploration »
Article 46
Il faudrait, pour ne pas laisser ce point important à l’appréciation des SPE, prévoir des seuils (sinon en termes de valeur absolue difficiles à prévoir) tout au moins en pourcentage des dépenses annuelles (les bonnes pratiques s’établissent à environ 2% du chiffre d’affaires HT.
Article 49
La mention restrictive « sauf dispositions spéciales contraires » doit être supprimée, car elle ouvre une brèche béante pouvant donner lieu à des octrois abusifs de traitement fiscal privilégié selon les contrats. Toutes les questions fiscales et parafiscales ou douanières doivent être traitées en référence exclusive aux codes pertinents (CGI et CD).
En effet, le principe du droit commun incitatif du CGI est antinomique avec d’autres « dispositions spéciales contraires ». Le CGI prévoit beaucoup d’avantages fiscaux dont les SPE pourraient se prévaloir : déductions pour investissement, crédits d’impôt etc.Point n’est donc besoin d’en rajouter, surtout avec un taux d’IS déjà fortement réduit.
Article 50
Il est préférable de mentionner « selon les meilleures pratiques de l’industrie pétrolière » plutôt que les « normes et pratiques internationales de l’industrie pétrolière ». L’industrie pétrolière n’a pas des pratiques « internationales », d’une part, et des « pratiques nationales », d’autre part.
Article 51
Le code de l’environnement (tout comme le code de l’eau, le code de la pêche, le code de la marine marchande et le code des forêts) devraient être actualisés à la lumière des nouveaux enjeux et risques de l’exploitation des hydrocarbures, et notamment les catastrophes majeurs récentes (accident et pollution majeure de BP Deep Horizon au golfe du Mexique, USA, dont les coûts avoisinent 40 milliards $ (22 000 milliards FCFA) déjà payés ou provisionnés (avec une projection finale à 90 milliards quand toutes les compensations (dommages à la faune, à la flore, pertes touristiques, pertes d’emplois, etc.) seront déterminées avec précision.
Il convient de compléter la fin de l’alinéa en ajoutant « sécurité », comme mentionné à la 3e ligne du paragraphe (hygiène, santé, sécurité)
Article 52
L’exigence de « respecter et de protéger les droits humains » doit être précisée avec notamment une référence claire à l’interdiction du travail des enfants et du travail forcé, conformément aux textes pertinents de l’ONU.
Article 53
La référence à l’ITIE ne doit pas se limiter seulement aux déclarations de revenus et à la divulgation des propriétaires réels. Elle doit inclure les dispositions sur les conflits d’intérêts et sur les personnes politiquement exposées (PPE) selon les normes et standards internationaux (ITIE, GAFI, OCDE, ONU)
Article 56
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).
e) Les abondements et provisions du fonds de réhabilitation à domicilier dans un compte bancaire spécial, compte séquestre, trust ou fiducie, audité annuellement par un cabinet indépendant, pour s’assurer de la pleine, suffisante et entière disponibilité des fonds en temps voulu. Le montant des provisions à constituer dans le compte doit être, le cas échéant, réévalué et réajusté en fonction de l’évolution des risques identifiés ou découverts au cours du processus d’exploration et d’exploitation.
Article 57
Il est important de veiller à ce que les besoins du pays (en produits à traiter, pour capter le maximum de valeur ajoutée) soient couverts en priorité avant toute vente export. Si cette clause de DMO (Domestic Market Obligation) est assortie de condition de cession au prix du marché, certains pays (Indonésie) non seulement fixent un seuil quantitatif (25% de la production), mais acquièrent ce quota avec une décote substantielle en termes de prix préférentiels (décote de 25%).
Article 58
Les accords d’exploitation conjointe conclus entre les titulaires ainsi que les programmes y afférents ne doivent pas être seulement « communiqués » au Ministre, mais « approuvés » par lui dans les délais impartis raisonnables.
Article 59
Les cessions de droits portant sur les titres miniers d’hydrocarbures doivent être imposables conformément aux meilleures pratiques (le CGI doit le préciser ou être amendé pour le prévoir).
Les droits et titres d’exploitation étant des droits réels immobiliers, (à l’inverse des droits et titres d’exploration), la plus-value générée par leur cession doit être taxée comme telle, conformément aux meilleures pratiques et aux Directives Communautaires pertinentes (UEMOA, CEDEAO)
En général, les taux d’imposition des plus-values sont différenciés selon que la PV est à CT ou à LT. Les PV à CT, plus spéculatives, sont davantage imposées. En outre, le principe de solidarité entre cédant et cessionnaire pour tout paiement des droits acquis à la cession doit être affirmé sans ambigüité.
Article 64
Les distances de sécurité et de sauvegarde indiquées sont trop courtes, (compte tenu des risques encourus). Elles devraient être portées, respectivement, à 500m, 1000m et 2000m, respectivement.
Article 71
Pour l’arbitrage, il est recommandé d’avoir recours aux règles CCI, généralement moins défavorables aux Etats, que les règles CRDI, en cas de traité bilatéral d’investissement (TBI ou BIT-Bilatéral Investment Treaty). L’arbitrage type CNUDCI (Commission des Nations Unies pour le Droit Commercial International) est une alternative à l’arbitrage CCI. Dans un échantillon d’une dizaine de pays analysé par les IFI, dans aucun cas la procédure CIRDI n’a été retenue, c’est celle du CCI qui a été choisie par les parties. Contrairement à ce qui a été décidé dans les 2 contrats Total de 2017, (CRDI), il faudrait choisir dans le code pétrolier le processus CCI, avec possibilité de recourir au CNUDCI, le cas échéant.
Article 72
Les meilleures pratiques font désormais prévaloir la notion d’équité ou d’équilibre économique sur la volonté conservatrice des SPE de figer ou pire, de geler, des contrats déséquilibrés car asymétriques lors de leur signature. Maîtrisant mieux que les États les arcanes et subtilités du droit international des contrats et assistés par des armées de juristes (avocats d’affaires rompus aux séances de négociation marathon), elles avaient l’habitude de faire signer des contrats d’adhésion, plutôt que des contrats synallagmatiques équilibrés. L’invocation de l’équilibre économique assortie de considérations de souveraineté nationale permet d’inclure des dispositions légitimes d’équité dans les contrats.
Cette clause réécrite ainsi devrait désormais figurer dans le code pétrolier pour que l’Etat puisse à bon droit s’en prévaloir (en le définissant parmi les contractants comme indiqué plus haut, A2).
L’équilibre économique est une manière de préserver l’essentiel des intérêts de l’investisseur, (avec juste indemnisation si nécessaire), sans remettre en cause la souveraineté du pays (qui doit pouvoir modifier souverainement ses lois, surtout pour des considérations d’intérêt national ou d’ordre public). En tout état de cause, il faudra se conformer aux dispositions communautaires (UEMOA) qui limitent toute durée de stabilisation à 10 ans maximum pour des contrats, concessions ou conventions de durée supérieure ou égale à 10 ans, et à 50% ou moins pour durées conventionnelles de moins de 10 ans.
La
Lybie par exemple n’inclut ni clause de stabilisation ni clause d’équilibre
économique, elle applique au contraire une clause « anti-stabilisation » !
II : LES MEILLEURES PRATIQUES NON TRAITEES DANS LE PROJET DE CODE PETROLIER.
Sommaire :
Un dispositif de traitement des conflits d’intérêt (réels ou potentiels) doit être mis en place ;
Le contrôle des opérations (production et stocks), des comptes doit être inopiné, sur place et sur pièces. Cette partie contrôle, avec la fiscalité, sont l’un des points les plus critiques
Rrègles d’exigence de compétitivité ou de comparabilité («prix, garanties, quantité, qualité, délais de livraison et de paiement équivalentes») à nuancer, (écart de 10 à 25%, selon les secteurs, cf BRICS) ;
Dans un monde en constante mutation, la diaspora sénégalaise se révèle être un vecteur crucial…
Ce lundi, un bus TATA de la ligne 32 est tombe du pont de Hann,…
Dans une «Enquête» sur les pratiques mystiques visant les magistrats, pour faire pencher la balance…
Au Sénégal, l’engagement pris par Bassirou Diomaye Faye et Ousmane Sonko lors de leur campagne…
Le président de la République, Bassirou Diomaye Faye, avait ordonné la publication des rapports d’audit…
Créé en 1976 à la suite de multiples étapes, le Parti socialiste est ce legs…