Loi n°05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426 correspondant au 28 avril 2005 relative aux hydrocarbures.

Ordonnance n°06-10 du 3 Rajab 1427 correspondant au 29 juillet 2006 modifiant et complétant la loi n°05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426 correspondant au 28 avril 2005 relative aux hydrocarbures.

Le parachèvement du nouvel édifice institutionnel du secteur de l’énergie, qui avait été couronné par la promulgation de la loi 05-07 du 28 avril 2005 sur les hydrocarbures et de l’ordonnance n°06-10 du 29 juillet 2006, qui l’a complétée, a fourni le cadre légal adéquat, qui tient compte, à la fois, de l’évolution du secteur des hydrocarbures, à l’intérieur du pays et des mutations de l’économie mondiale.

Par ailleurs, les importantes réformes menées dans le domaine de l’énergie, et le nouveau cadre légal qui en a découlé, permettent un meilleur développement au secteur des hydrocarbures ; ils confèrent les instruments nécessaires pour évoluer efficacement pour mieux s’intégrer dans l’arène internationale et se préparer aux grands défis induits par la mondialisation.

Loi n° 13-01 du 19 Rabie Ethani 1434 correspondant au 20 février 2013 modifiant et complétant la loi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426 correspondant au 28 avril 2005 relative aux hydrocarbures.

Compte tenu des évolutions du secteur de l’énergie, que le monde a connu, notamment,durant la dernière décennie, une réflexion a été engagée dans le but d’apporter une adaptation de la législation et de la réglementation pour permettre la poursuite des activités d’exploration et d’exploitation de nos ressources en hydrocarbures, dans les conditions les plus profitables aussi bien pour les opérateurs et investisseurs, que pour l’état. Il y a lieu de signaler que ces ressources ne se concentrent pas toutes dans les zones matures et dont le potentiel est très bien identifié.

En effet, une partie d’entre elles se trouve dans des zones peu explorées, éloignées des infrastructures ou à géologie complexe.

Cette réflexion a été couronnée par la promulgation d’un nouveau texte de loi, en l’occurrence la loi n° 13-01 du 20 février 2013, modifiant et complétant la loi 05-07 du 28 avril 2005 sur les hydrocarbures, qui prend justement en considération les évolutions connues dans le secteur des hydrocarbures, en introduisant des mesures incitatives pour booster les activités de recherche et d’exploitation des hydrocarbures.

Parmi les modifications apportées par la loi n° 13-01 du 20 février 2013 à la loi 05-07 du 28 avril 2005 sur les hydrocarbures, on cite, particulièrement, celles ayant trait au volet relatif à l’exercice des activités de prospection, de recherche et/ou d’exploitation des hydrocarbures.

En effet,l’introduction de nouvelles dispositions visant à l’assouplissement des conditions d’exercice des activités de prospection, de recherche et/ou d’exploitation des hydrocarbures, fait partie des objectifs de cette nouvelle loi.

Les améliorations de la loi 13-01 du 20 février 2013 portent essentiellement sur :

1. La prospection

2. La recherche et l’exploitation

-   Durée contractuelle,

- Rendus de surface,

- Découverte fortuite,

- Unitisation,

- Appel à la concurrence,

- Production anticipée.

3. Le régime fiscal applicable

- Taxe superficiaire,

- Redevance,

- Taxe sur le revenu pétrolier,

- Taxe de torchage,

- Droit de transfert,

- Impôt complémentaire sur le résultat.

1. En matière de prospection

- Augmentation de la durée de prospection : Possibilité de renouvellement pour une durée maximale de deux (2) années de l’autorisation de prospection.

- Instauration d’un droit de préférence : Un droit de préférence est accordé pour la personne ayant réalisé ou réalisant des travaux de prospection sur un périmètre mis en appel à la concurrence, à condition qu’elle s’aligne, séance tenante, sur la meilleure offre retenue, et ce sous réserve que sa soumission porte sur le périmètre concerné.

- Possibilité de récupération des dépenses de prospection : Les dépenses de prospection préalablement approuvées par ALNAFT et encourues par une personne sur un périmètre donné, seront considérées comme investissement de recherche dans le cas de la conclusion avec cette personne d’un contrat pour la recherche et l’exploitation des hydrocarbures  sur ledit périmètre.

 

2. En matière de Recherche et d’exploitation

- Durée contractuelle :

  •  En Recherche : Une prorogation de la période de recherche d’une durée de deux (2) années peut être accordée par ALNAFT pour permettre l’achèvement du programme de délinéation d’une découverte réalisée avant la fin de la période de recherche.
  • En exploitation : Une période supplémentaire de cinq (5) ans est ajoutée à la période d’exploitation des  gisements de gaz naturel. La période d’exploitation peut être augmentée de la durée d’une période de recherche non utilisée.
  • Cas d’hydrocarbures non conventionnels :

En Recherche : Une phase pilote d’une durée maximale de quatre (4) ans sera accordée au contractant par ALNAFT. Cette phase pilotes’ajoute à l’une des phases de la période de recherche, ce qui porte cette dernière à onze (11 ans) au maximum. 

En exploitation : deux extensions successives sont désormais possibles, au-delà de la durée initiale (30 ans pour les liquides et 40 ans pour le gaz) 

- Rendus de surface

Le taux du rendu à effectuer à la fin de chaque phase de la période de recherche est fixé dans le contrat. Ce qui signifie que ce taux variera d’un contrat à un autre selon les spécificités de chaque périmètre.

Pour les hydrocarbures non conventionnels, les conditions et modalités de rendus de surface seront fixées dans le contrat.

Un droit de préférence peut être accordé au contractant ayant restitué des surfaces ou horizons géologiques, si ces dernières sont mises en appel à concurrence.

- Découverte fortuite.

Le contractant peut prétendre à un droit sur une découverte fortuite réalisée durant la mise en œuvre du plan de développement dans le ou les niveaux géologiques objet du plan de développement. 

- Unitisation.

En plus de l’obligation de réaliser un plan d’unitisation, dans le cas où un gisement déclaré commercial s’étend sur des périmètres objet de contrats distincts, l’amendement prévoit la possibilité, pour les gisements qui s’étendent sur des périmètres libres, une adjonction de la surface de l’extension au périmètre contractuel.

- Appel à concurrence.

Le critère de sélection n’est plus fixé par décret. ALNAFT détermine pour chacun des périmètres, le ou les critère(s) retenu (s) pour la sélection des offres.

Un droit de préférence est accordé aux compagnies ayant soumissionné sur des périmètres sur lesquels elles ont fait de la prospection, ou sur ceux ayant fait l’objet d’une restitution dans le cadre d’un rendu de surface.

- Production anticipée

Dans le cas des hydrocarbures conventionnels, le contractant peut prétendre à une production anticipée pour une durée maximum de deux (2) ans et ce, uniquement afin de permettre d’acquérir des informations nécessaires à l’élaboration du plan de développement.

Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels, le contractant peut prétendre, dans le cadre du pilote,  à une production anticipée dans la limite de la durée du pilote (4 ans maximum).

3. Régime fiscal 

Pour ce qui est du régime fiscal applicable, les amendements concernent les aspects suivants :

- Taxe superficiaire

  •  Les montants de la taxe superficiaire pour les périmètres de recherche et d’exploitation des  hydrocarbures non conventionnels sont ceux prévus pour la zone A.
  •  Les montants de la taxe superficiaire pour la phase pilote sont ceux applicables à la 3ème phase.
  • Les montants de la taxe superficiaire pour la prorogation de la phase de recherche pour la délinéation d’une découverte sont ceux applicables à la période d’extension exceptionnelle.

 

- Redevance.

  • Le taux de la redevance applicable aux quantités d’hydrocarbures non conventionnels est de (5%).
  • Le taux de la redevance applicable aux quantités d’hydrocarbures issues des périmètre d’exploitation situés dans les zones très faiblement explorées, à géologie complexe et/ou manquant d’infrastructure est de (5%).

- Taxe sur le revenu pétrolier.

Le taux de la taxe sur le revenu pétrolier (TRP) est calculé sur la base de la rentabilité du projet et non plus sur le chiffre d’affaire. Ce taux est applicable en fonction de deux coefficients (R1 et R2), selon quatre cas distincts :

  • Cas des périmètres dont la production journalière maximum est inférieure à 50 000 bep,
  •  Cas des périmètres d´exploitation, dont la production journalière maximum est supérieure ou égale à 50 000 bep,
  •  Cas des périmètres d´exploitation situés dans les zones très faiblement explorées, à géologie complexe et/ou manquant d’infrastructures dont la liste sera arrêtée par voie réglementaire.
  • Cas des hydrocarbures non conventionnels

- Impôt complémentaire sur le résultat

Chaque personne participant au contrat est soumise à un impôt complémentaire sur le résultat selon les taux fixés.

- Droit de transfert 

  • Tout transfert des droits et obligations dans un contrat est soumis au paiement au trésor public, par la personne cédante, d’un droit égal à (1%) de la valeur de la transaction.
  • La personne cédante est dispensée du paiement de ce droit de transfert, lorsque celui-ci est effectué par une société à l’une de ses filiales, détenues totalement et directement.

 - Taxe de torchage 

  • Le torchage demeure prohibé.
  • Pour des cas particuliers, l’opérateur peut solliciter une autorisation exceptionnelle de torchage, auquel cas il doit s’acquitter d’une taxe spécifique payable au Trésor public sur les volumes de gaz torchés.
  •  Des conditions de tarification spécifiques sont prévues pour les zones éloignées ou isolées, caractérisées par un manque ou absence d’infrastructures permettant la récupération et/ou l’évacuation du gaz.