pétrole et gaz - alsf.academy

Présenté par

Pétrole et Gaz

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CHAPITRE 1 : INTRODUCTION ET CONTEXTE DE L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE1. Introduction au pétrole et au Gaz2. Organisation du secteur3. Marché et fixation de prix4. Pétrole et gaz en afrique

CHAPITRE 2 : PROCESSUS DE LA PRODUCTION PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE ET CONCEPTS CLÉS1. Pétrole par opposition au gaz - explication technique2. Aperçu des secteurs de l’industrie pétrolière et gazière

CHAPITRE 3 : CADRE JURIDIQUE1. Propriété des ressources et octroi de permis2. Contrats relatifs aux activités en amont : types de contrats avec le gouvernement hôte3. Contrats relatifs aux activités en amont - types d’accords commerciaux4. Réglementation du pétrole et du gaz

CHAPITRE 4 : INTRODUCTION AUX ACCORDS DE PARTAGE DE PRODUCTION1. Historique2. Aperçu des modalités et enjeux clés

CHAPITRE 5 : OPÉRATIONS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES INTERMÉDIAIRES1. Contexte des opérations intermédiaires2. Transport du pétrole et du gaz3. Traitement4. Stockage du pétrole et du gaz 5. Gaz naturel liquéfié (gnl) vs. gaz des gazoducs

CHAPITRE 6 : OPÉRATIONS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES EN AVAL1. Secteur des opérations en aval2. Questions de réglementation3. Commercialisation du pétrole 4. Apercu des contrats de vente de gaz (cvg)5. Aperçu d’un contrat de vente et d’achat de gnl

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PÉTROLE & GAZ

T A B L E D E S M A T I È R E S

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CHAPITRE 7 : CONSIDÉRATIONS LOCALES1. Aperçu2. Intérêts nationaux/orientation régionale 3. Santé et sécurité4. Questions environnementales

CHAPITRE 8 : INTRODUCTION AU RÈGLEMENT DES DIFFÉRENDS DANS L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE1. Étape préalable au différend : négociation de la clause de règlement des différends2. Procédure d’arbitrage3. Financement des procédures de litiges4. Protections prévues par les traités d’investissement

GLOSSAIRE

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PÉTROLE & GAZ

T A B L E D E S M A T I È R E S

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PÉTROLE & GAZ

1. INTRODUCTION AU PÉTROLE ET AU GAZ

2. ORGANISATION DU SECTEUR

3. MARCHÉ ET FIXATION DE PRIX

4. PÉTROLE ET GAZ EN AFRIQUE

INTRODUCTION ET CONTEXTE DE L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE

CHAPITRE 1

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Ce chapitre fournit une explication des caractéristiques principales et de la terminologie liées à l’industrie pétrolière et gazière. Les détails sur la façon dont le secteur pétrolier et gazier est organisé, la politique autour du secteur, et la façon dont le marché est évalué sont également expliqués. Ce chapitre présente également un aperçu du secteur pétrolier et gazier africain et examine son potentiel.

1. INTRODUCTION AU PÉTROLE ET AU GAZ

1.1. Éléments du système d’hydrocarbures

Le pétrole et le gaz se forment lorsqu’une quantité importante de plantes et d’animaux marins minuscules (surtout du plancton)1 meurent et s’accumulent dans le fond marin. Au fil du temps, ces organismes sont enfouis sous des quantités de plus en plus importantes de sédiments et de roches. Pendant des millions d’années, cette couche d’organismes (connue sous le nom de roche mère) se trouve ensuite enfouie sous un nombre de plus en plus important de couches de sédiments et de roches, plus profondément sous la surface de la terre. À mesure que la roche mère se trouve enfouie plus en profondeur sous la surface de la terre, sa température augmente. Cette surchauffe décompose et désagrège la matière organique se trouvant dans la roche mère, libérant ainsi des hydrocarbures.

Toutefois, afin de créer un réservoir de pétrole et de gaz suffisamment grand pour qu’une entreprise puisse risquer du temps, des efforts et des ressources financières pour l’exploiter, tout un système d’hydrocarbures est nécessaire.

24803

Petroleum System ElementsPetroleum System Elements

120° F120° F

350° F350° FGenerationGeneration

MigrationMigration

Seal RockSeal Rock

Reservoir RockReservoir Rock

OilOilWaterWater

Gas CapGas Cap

EntrapmentEntrapment

1 Source : « Quest for Energy », John Armentrout, 2006


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Un système d’hydrocarbures (tel qu’illustré sur l’image ci-dessus) se compose de deux à six éléments, selon le type de ressource pétrolière ou gazière que vous recherchez.

Le besoin d’une roche mère a déjà été identifié, mais il est très difficile d’extraire le pétrole et le gaz directement depuis la roche mère. En outre, il vous faut forer beaucoup de roches mères pour en extraire suffisamment de pétrole et de gaz afin de couvrir le coût du forage. En tant que tel, l’un des éléments qui contribuent à l’extraction des hydrocarbures est la roche réservoir. Une bonne roche réservoir agit comme un lien vers une éponge, contenant une grande quantité de pétrole et de gaz dans une zone limitée. Elle libère également ce pétrole et ce gaz avec beaucoup moins d’efforts que pour obtenir ces ressources de la roche mère.

Cependant, même la meilleure roche réservoir ne se remplira de pétrole ou de gaz que s’il existe une voie de passage reliant la roche mère à la roche réservoir. C’est-à-dire qu’il doit y avoir une voie entre les deux roches, connue sous le nom de voie de migration.

Les particules de pétrole et de gaz remonteront alors par la voie de migration depuis la roche mère dans laquelle elles ont été formées. Certaines particules de pétrole et de gaz migrent jusqu’à la surface et s’échappent, tandis qu’un piège empêche d’autres particules de pétrole et de gaz d’atteindre la surface (un plissement tectonique des couches) et/ou une roche couverture (c’est-à-dire une roche qui recouvre la roche réservoir et qui est résistante à la pénétration du pétrole ou du gaz).

Le pétrole est généralement mesuré en unités de volume, bien qu’elle puisse également être mesurée en unités de poids et d’énergie thermique. Le volume unitaire standard pour la mesure du pétrole est le baril ou "BBL". Un baril équivaut à 159 litres. Les taux de production sont généralement rapportés en barils par jour.

De même, le gaz naturel est mesuré en fonction de son volume à une température et une pression normalisées. Cela se reflètera généralement en mètres cubes. Le gaz naturel liquide (GNL) est toutefois mesuré en poids.

1.2. Exploration

L’exploration est le processus qui consiste à découvrir des gisements de pétrole et de gaz sous la surface de la terre. Elle prend beaucoup de temps, exige beaucoup de capitaux et est très incertaine, même avec des équipements et du personnel spécialisés. Idéalement, un géologue pourrait se déplacer librement dans la subsurface de la terre et autour de celle-ci, en cartographiant les ressources pétrolières et gazières. Toutefois, il est clair que cette intervention est physiquement impossible et, en tant que tel, pour découvrir du pétrole et du gaz, les géologues doivent se fier aux géophysiciens chargés de recueillir et traiter les images indirectes des propriétés du sous-sol.

Les géophysiciens utilisent différents types de levés géophysiques pour identifier les réserves potentielles. Les levés gravimétriques et magnétiques sont des techniques générales qui couvrent de grandes superficies. Les études sismiques constituent la méthode


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2 Pak, Sang Joon & Kim, Hyun-Sub. (2016). « Étude de cas sur l’essai en mer du système de forage des fonds marins et ses tendances techniques. Géologie économique et environnementale ». 49. 479-490.

détaillée la plus courante. Une étude sismique génère des ondes de choc en déclenchant des charges explosives dans des trous de petit diamètre. Les géologues évaluent ensuite la structure et les types de formations sous la terre en mesurant les temps de parcours des ondes sonores renvoyées. Des «difformités» dans le sous-sol peuvent indiquer l’existence d’une réserve pétrolière potentielle.

Une fois qu’un gisement potentiel de pétrole est identifié, la phase d’évaluation démarre. L’évaluation implique le forage de trous dans la roche afin d’y créer un puits pour la production de pétrole et de gaz naturel. Il existe un certain nombre de puits de pétrole qui peuvent être utilisés, chacun ayant des fonctions différentes, dont les plus courantes à la phase d’évaluation sont :

• les puits d’exploration, qui sont utilisés pour recueillir des données supplémentaires au sujet des structures du sous-sol ; et

• les puits d’évaluation, qui servent à évaluer les caractéristiques physiques des accumulations de pétrole et de gaz (débits, spécifications, etc.)

En fonction de la géologie et des caractéristiques du réservoir, un certain nombre de puits peuvent être nécessaires pour produire le pétrole/gaz pendant la durée de vie de la ressource. Les coûts des puits varient également en fonction d’un certain nombre de facteurs, tels que le type de puits, l’emplacement, la profondeur de la ressource, l’utilisation de forages verticaux ou horizontaux, etc.

Le type d’appareil de forage utilisé pour forer de tels puits dépend des besoins spécifiques de chaque site de forage et de chaque puits. Les engins de forage sont généralement classés comme étant soit sur la terre ferme (terrestre), soit en mer (marin).

Les engins de forage à terre sont généralement similaires, et bon nombre d’engins modernes sont du type mât en porte-à-faux ou derrick «repliable». Ce type d’engin permet au derrick (utilisé pour positionner et soutenir la colonne de forage) d’être assemblé sur le site, puis de le soulever pour le mettre en position verticale à l’aide de l’énergie fournie par les installations de traction ou d’un système de levage. Ces structures sont composées de sections préfabriquées qui sont transportées sur le lieu par camion ou par hélicoptère.Les engins de forage en mer se déclinent en deux types : les structures fixes et flottantes. Certaines des engins courants utilisés en mer sont comme suit :

• Plateforme autoélévatrice : une plateforme autoélévatrice qui est utilisée pour les gisements offshore plus petits et moins profonds. La plateforme flottante de l’engin de forage est remorquée en position par une barge et est soulevée au-dessus de la surface de l’eau par des pieds-supports.

• Plateforme semi-submersible : un pont flottant soutenu par des plateformes immergées et maintenu immobile par une série d’ancres et d’amarres. Il s’agit du type le plus courant d’engins de forage en mer, qui combine l’avantage des plateformes submersibles avec la capacité de faire des forages en eau profonde.


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Les conditions en mer et la profondeur des ressources déterminent l’engin le plus approprié à utiliser. Comme on peut le voir sur l’image ci-dessous2, les barges sont généralement utilisées dans des situations où l’eau est très peu profonde. Les plateformes semi-submersibles peuvent être utilisées en eau assez profonde, où elles flottent mais sont ancrées par des câbles afin d’empêcher qu’elles bougent trop.

• Navires de forage : utilisés pour le forage en eau extrêmement profonde dans des endroits reculés. La plupart des navires de forage ont une capacité de stockage plus grande que celle d’autres types d’engins de forage, ce qui permet des opérations efficaces à des endroits reculés.


Indépendamment du type d’engin de forage, les principaux éléments d’un engin de forage demeurent les mêmes. Il existe une structure en tour équipée d’un système de poulies en acier pour l’abaissement et le levage de longues chaînes de tiges de forage. Il existe également un trépan fixé à l’extrémité de cette tige qui transperce la roche par meulage en la brisant en petits morceaux.

Lorsque le forage commence, l’une des premières opérations à avoir lieu est l’obturation du puits de sorte que rien ne puisse passer à travers lui pour contaminer l’environnement. Pour ce faire, on fait sortir du ciment d’un sabot de ciment spécial fixé au fond du tubage de surface. Le ciment remplit ensuite l’espace entre le tubage et la paroi du trou de forage et obture toutes les voies par lesquelles le pétrole et le gaz pourraient s’échapper.

Une fois le joint en place, l’on commence à forer jusqu’au réservoir de pétrole et de gaz. Un trépan est utilisé pour forer à travers le sabot de ciment au fond du tubage et plus en profondeur dans le sous-sol. L’eau et la boue circulent ensuite vers le bas et à l’extérieur à travers le trépan, puis remontent dans le trou de forage. La circulation de boue et d’eau vise trois buts principaux, à savoir :

• elle repousse les fragments de roche (tels que déblais de forage) à la surface où ils peuvent être étudiés par les géologues pour recueillir des renseignements supplémentaires sur le sous-sol, notamment la vérification de la distance entrele trépan et le réservoir. L’enlèvement des déblais de forage à la surface aide également le trépan à forer vers le bas dans la roche fraîche ;

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Ce processus est ensuite répété au fur et à mesure que le trépan s’enfonce dans la subsurface de la terre – l’on procède au forage, à de nouveaux tubages en ciment et encore au forage. Une fois que le trépan a atteint la profondeur finale (c’est-à-dire le niveau auquel se trouvent les hydrocarbures), le puits est alors achevé pour permettre aux hydrocarbures de s’écouler dans le tubage de manière contrôlée. En somme, la réalisation intègre généralement les processus suivants :

1.3. Mise en valeur

Le processus de forage est coûteux et implique des risques importants, car le volume et la qualité des réserves ne sont jamais entièrement connus. Les statistiques montrent que la probabilité de découvrir des volumes importants de pétrole et de gaz au cours de la première vague dans la région est de l’ordre de 20 à 30 %. Le coût de la découverte et de la mise en valeur des réserves de pétrole et de gaz a un impact significatif sur le succès ou l’échec à long terme d’une société pétrolière et gazière en amont. En tant que tel, une société d’extraction doit tenir compte de nombreux facteurs lorsqu’elle cherche à savoir si, oui ou non, l’exploitation d’un gisement est commercialement viable. Voici certains des facteurs dont une société d’exploration doit tenir compte :

• on fait descendre un pistolet perforateur dans le puits. Ce pistolet crée des trous dans le tubage à travers lesquels les hydrocarbures peuvent s’écouler ;

• des tubes sont introduits dans les trous creusés par le pistolet perforateur en tant que conduites pour permettre au pétrole et au gaz de s’écouler à travers le puits ;

• on fait ensuite descendre une garniture le long de l’extérieur des tubes. La garniture constitue un joint d’étanchéité autour de l’extérieur du tubage ;

•une structure à vannes multiples appelée «tête de puits en production» est ensuite reliée à la partie supérieure du tubage et cimente celle-ci au sommet du tubage pour permettre aux opérateurs de contrôler le flux d’hydrocarbures provenant du puits.

• les volumes et la qualité des réserves récupérables au plan commercial (en fonction des levés et des évaluations) ;

• le marché prévu (les revenus prévus qui seront générés par la vente des gisements) ;• les dépenses d’exploitation et les dépenses en capital combinées liées à la production et à d’autres infrastructures, ainsi que l’impact de la technologie (coût de production) ;

• les règles réglementaires, financières, d’exploitation et d’établissement de rapports qui sont applicables à cette juridiction spécifique.

3 Lorsqu’on a besoin de plus amples détails sur les propriétés du sous-sol, on utilise un trépan carottier, souvent serti de diamants industriels, pour forer dans la formation, ce qui laisse une solide carotte de roche au centre de l’outil de forage. Cet échantillon peut ensuite aider les géologues à cartographier la structure sédimentaire, les modèles de stratification, les éléments environnementaux et la qualité du réservoir.


• elle lubrifie le trépan ; et

• elle agit comme barrière de poids lourd empêchant les hydrocarbures de s’échapper.

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4 EY. (2014) "Navigating geopolitics in oil and gas: Business solutions for a complex world". 4-5

1.4. Production

Si l’exploration obtient le feu vert, celui-ci aboutira finalement à la production des hydrocarbures respectifs. La production est traitée dans les chapitres suivants du présent manuel.

1.5. Notions de base sur le gaz de schiste

Une introduction au pétrole et au gaz ne saurait être complète sans une brève introduction au gaz de schistes. En bref, plutôt que d’être emprisonné dans des poches, le gaz de schiste est du méthane qui se trouve piégé dans des roches (schiste), de sorte qu’il est beaucoup plus difficile et plus coûteux à extraire que le gaz classique. Il est obtenu en forant un puits vertical, puis en forant de manière horizontale le long d’une formation de schiste, approche connue sous le nom de «forage dimensionnel». L’eau et les produits chimiques sont soufflés à haute pression dans le puits de forage par le processus de « fracturation hydraulique». L’eau fracture la formation ainsi que les produits chimiques et les agents de soutènement dans le liquide de fracturation maintiennent les fractures ouvertes. Ce procédé augmente la perméabilité de la formation, et le pétrole ainsi que le gaz s’écoulent plus facilement dans le trou de forage. Un brûlage à la torche continu est généralement nécessaire (jusqu’à 9 mois) pour établir la viabilité de la ressource de schiste.

Comme noté ci-dessus, le pétrole et le gaz coïncident généralement sous terre dans un réservoir. Comme le gaz naturel est moins dense que le pétrole, il s’installe naturellement au-dessus du pétrole dans le réservoir. Lorsqu’une entreprise perce du pétrole, ce gaz naturel échappe généralement au réservoir et accompagne le pétrole à la surface. Dans certains réservoirs, il existe assez de gaz naturel, qu’il est plus économique de l’extraire avec le pétrole. Cependant, dans d’autres cas, le gaz existe en de si petites quantités qu’il n’est d’aucune utilité, dans ce cas, le torchage est utilisé.

Le torchage est le processus par lequel le gaz naturel est brûlé de manière contrôlée pendant que le pétrole est extrait. Le torchage est utilisé pour minimiser le risque d’allumage et de combustion du gaz d’une manière incontrôlable.

2. ORGANISATION DU SECTEUR

2.1. Structure nationale type

Pour tout pays disposant de ressources pétrolières et gazières en quantité importante, le secteur pétrolier et gazier est généralement reconnu comme étant vital pour son économie. De plus, l’on considère que l’exploration des hydrocarbures comporte un risque élevé en raison du processus à forte intensité de capitaux et est liée à des risques environnementaux potentiels. À ce titre, le secteur pétrolier et gazier fait généralement l’objet d’un suivi et d’une réglementation rigoureux. Une structure réglementaire type pour un pays disposant d’une industrie importante est décrite ci-dessous :


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5 Höök, Mikael & Söderbergh, Bengt & Jakobsson, Kristofer & Aleklett, Kjell. (2009). «The Evolution of Giant Oil Field Production Behavior. Natural Resources Research». 18. 39-56.

Le ministère (généralement le ministère de l’Énergie ou de la Mise en valeur des Ressources minières) est généralement chargé, entre autres, d’accorder et d’annuler les permis, d’initier, d’élaborer et de mettre en œuvre une politique pétrolière et gazière, de soumettre des avant-projets de loi au Parlement et de négocier ainsi que d’approuver les accords sur les produits pétroliers. Dans certains cas, il existe une section/un département spécifique au ministère chargé de ces tâches.

Outre le ministère, les pays africains disposent généralement d’une autorité de réglementation indépendante distincte et d’une société pétrolière nationale (SPN) détenue par l’État. Les SPN sont répandus dans toute l’Afrique. Des SPN ont été créées dans des pays comme le Maroc, le Nigeria, le Ghana, l’Angola, le Kenya, le Mozambique et l’Afrique du Sud. Le niveau de l’autorité pétrolière est dépendant des lois de pays spécifiques.

Les SPN ont d’abord été établies dans les années 1960 par des Nations nouvellement indépendantes. Le Sonatrach algérien a été créé en 1963 et est aujourd’hui l’un des plus grandes SPN d’Afrique, et l’une des plus grandes compagnies pétrolières au monde. Une SPN récemment établie est l’Uganda National Oil Company Limited (UNOC), établie en 2013 à titre de société à responsabilité limitée détenue à 100% par le gouvernement ougandais. L’UNOC est impliqué dans des entreprises en amont, intermédiaire et en aval.

La SPN est généralement chargée de gérer les intérêts commerciaux que l’État détient, et les aspects commerciaux dans le secteur pétrolier et les aspects opérationnels dudit secteur. Une SPN cherche, entre autres, à assurer une maximisation de valeurs pour ses actionnaires/parties prenantes, à gérer la participation de l’État dans les activités pétrolières et à investir dans les activés en amont, intermédiaires et en aval, tant au plan local qu’international.

La SPN pourrait elle-même avoir des filiales ou des sociétés privées associées, des sociétés pipelinières, des sociétés de logistique, une société de raffinage chargée des activités de raffinage et pétrochimiques ainsi qu’une société pipelinière chargée des projets de pipeline et de stockage.


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2.2. Géopolitique

Les organismes de l’État hôte mentionnés ci-dessus ne représentent qu’une fraction des parties prenantes impliquées dans le secteur pétrolier et gazier. En règle générale, tout projet comportera de nombreux acteurs imprévisibles aux agendas concurrents et aux motivations différentes. Le graphique ci-dessous, préparé par EY, vise à donner un aperçu du vaste réseau d’interconnexions entre les acteurs politiques, les institutions, les entreprises et les individus qui définissent l’industrie mondiale du pétrole et du gaz :

6 June 2018 BP Statistical Review of World Energy

3. MARCHÉ ET FIXATION DE PRIX

3.1. Profil de production d’un champ pétrolier

La figure ci-dessous, qui décrit les différentes étapes de la mise en valeur dans des conditions idéales, représente le profil de production théorique d’un champ pétrolier :

En règle générale, le taux de production pétrolière d’un champ pétrolifère commence par le forage du puits de découverte, suivi d’un puits d’évaluation. Par la suite, des coûts additionnels seront encourus en raison de la nécessité de remplacer les puits et les mettre en valeur. Une fois le premier pétrole extrait, le taux de production augmente au fur et à mesure que d’autres puits sont mis en valeur dans le même temps. Le taux finira par


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atteindre un plafond à mesure que le nombre de puits ajoutés diminuera. Par la suite, avec le temps, l’on enregistrera une réduction de la pression souterraine et le champ pétrolifère commencera à décliner et la production commencera à baisser.

Afin de redynamiser le champ pétrolifère, il existe certaines techniques de production secondaire ou tertiaire auxquelles les entreprises ont recours. Le but des techniques de production secondaire est de maintenir la pression du réservoir et de déplacer les hydrocarbures vers la surface. La technique de production secondaire la plus courante est connue sous le nom «d’injection d’eau», qui consiste à injecter de l’eau dans la zone de production du champ pétrolifère pour pousser le pétrole hors du réservoir et renforcer la pression de manière efficace. De plus, l’on peut injecter du dioxyde de carbone dans le champ pétrolifère.

Même avec la redynamisation, les puits arriveront au stade où les niveaux de production atteindront les limites économiques, où les coûts d’exploitation réels du champ pétrolifère deviendront plus élevés que les revenus générés par le champ, stade auquel il est fort probable que le champ soit abandonné.

Lorsqu’un champ pétrolifère ne peut plus produire une quantité suffisante de réserves récupérables au plan commercial, il peut être laissé à l’abandon. Dès l’atteinte de l’étape de l’abandon, le propriétaire/titulaire du permis devra généralement être tenu de préparer un programme d’abandon aux fins d’approbation réglementaire et de payer le coût du déclassement. Le déclassement implique le branchement sécuritaire du trou à la surface de la terre et l’élimination de l’équipement utilisé dans la production pétrolière offshore. Le déclassement est un secteur de marché en développement rapide dans les affaires pétrolières, avec un potentiel important, mais aussi avec des risques majeurs. Il s’agit d’une source de responsabilité majeure pour les pays, les exploitants, les entrepreneurs et le public, et il faut le comprendre pour qu’il soit géré de manière rentable.

Le but de l’abandon est d’isoler la formation contenant les hydrocarbures afin de protéger les ressources souterraines, d’empêcher la contamination potentielle des sources d’eau et de prévenir les fuites en surface. Ce processus vise, au bout du compte, à restaurer l’intégrité naturelle de la terre. Si un puits ne fait pas l’objet d’une bonne mise à l’abandon, il peut laisser des voies de migration permettant à des hydrocarbures ou d’autres fluides de remonter à la surface. De toute évidence, les considérations environnementales sont primordiales dans la mise hors service d’un champ pétrolifère.

3.2. Prix du pétrole et du gaz

Les hydrocarbures sont achetés et vendus à différents prix dans le monde entier, bien qu’ils aient tendance à être «référencées» par rapport à certaines normes communes, notamment :

• le Brent, pour le pétrole, une classification commerciale du pétrole brut qui agit comme le prix de référence pétrole dans le monde; ou

• le Henry Hubb, pour le gaz, une référence américaine qui est également utilisée en Asie, ainsi que dans certaines parties du marché mondial du gaz naturel liquéfié.


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Prix du gaz en dollar/mmBtu 6

Les écarts sont dus au fait que les prix du gaz dépendent généralement d’autres facteurs externes et de la demande/prévalence des concurrents sur les sous-marchés sur lesquels il est vendu. À titre d’exemple, vous remarquerez que tous les pays européens ont des prix similaires. Il en est ainsi parce que l’Europe dispose d’un réseau de gazoducs bien établi. En tant que tel, il existe une compétition entre les prix du gaz, ce qui garantit une uniformité générale de la tarification. Toutefois, au Japon, le gaz remplace en réalité le pétrole. La forte demande de gaz entraîne une hausse des prix. D’autre part, étant donné que les États-Unis ont actuellement des niveaux substantiels de production de gaz, une telle saturation entraîne une baisse des prix du gaz.

Au bout du compte, le prix du pétrole brut (le pétrole non raffiné)et d’autres hydrocarbures est déterminé par l’offre et la demande au niveau mondial. La demande de pétrole brut dépend de la demande des différents produits fabriqués à base de pétrole. En tant que produit, le pétrole brut n’est pas particulièrement utilisable et a d’abord besoin d’être raffiné en produits pétrochimiques utiles, tels que l’essence, le diesel, le carburéacteur et l’éthanol. Les différents types de produits bruts donneront lieu à une gamme de produits différente. Les bruts légers fournissent des produits de plus grande valeur que les bruts lourds avec le même degré de raffinage. Le prix effectif des produits est déterminé par le biais du coût de raffinement et de la demande exprimée pour le type de produit fabriqué. En réalité, le prix du pétrole est véritablement fixé sur le marché à terme qui repose sur le sentiment du marché par rapport aux facteurs ci-dessus.

En tant que tel, le prix du pétrole est généralement constant dans le monde entier. Toutefois, le prix de l’essence est légèrement différent. Historiquement, le prix de l’essence était directement lié au prix du pétrole, ce qui s’est traduit par une constance à l’échelle mondiale ; toutefois si vous regardez la figure ci-dessous, vous constaterez des niveaux variables de tarification, allant de 8 dollars au Japon à 3 dollars pour le Henry Hub.

6 Revue statistique sur l’énergie dans le monde réalisée par BP en juin 2018


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3.3. Déclaration des réserves

Les ressources sont les volumes de pétrole et de gaz que l’on estime être présents dans une zone donnée du sous-sol. Les ressources peuvent ou peuvent ne pas être économiquement récupérables. Les réserves sont, en revanche, des ressources qui devraient être récupérées sur le plan commercial.

Les réserves et les ressources ont une incidence généralisée sur les états financiers d’une entité pétrolière et gazière et ont une incidence sur un certain nombre de domaines importants. Parmi ceux-ci, l’on compte, mais sans s’y limiter, les suivants :

En tant que tel, les entreprises pétrolières et gazières publiques comme les SPN déclareront généralement leurs réserves. La déclaration des réserves mesure les réserves à déclarer d’une société pétrolière et gazière en termes de réserves prouvées, probables et possibles de ses actifs à court terme. La longévité et la durabilité des revenus de ces actifs existants sont des facteurs importants permettant de comprendre la situation financière globale de la société, notamment la solidité de la société par rapport aux revenus futurs.

Les réserves prouvées peuvent être définies comme des ressources susceptibles d’être économiquement récupérables. Par conséquent, pour les réserves prouvées, l’extraction commerciale doit être déterminée à 90%. En revanche, les réserves probables sont des ressources qui sont peu susceptibles d’être économiquement récupérables. Les réserves probables ont une probabilité de 50% d’extraction commerciale. Les réserves possibles sont celles qui ont une probabilité encore plus faible (10%) d’extraction commerciale.

Il existe différentes règles applicables à la déclaration, lesquelles dépendent de l’endroit où une entreprise publique est cotée en bourse, des règles techniques relatives à la quantité estimée de pétrole en place que la société peut déclarer et de la nature des droits de la société dans le champ pertinent. Toutefois, la déclaration des réserves doit toujours obéir à des directives strictes et peut être très subjectives. La Commission des valeurs boursières des

• l’épuisement, la dépréciation et l’amortissement : Il s’agit de termes comptables pour les dépenses hors caisse. L’épuisement est utilisé pour quantifier le coût d’extraction du pétrole (c.-à-d. l’appauvrissement une zone de pétrole), l’amortissement est utilisé pour quantifier le coût d’un actif sur sa durée de vie, et les amortissements sont utilisées pour quantifier le coût des immobilisations incorporelles sur leur durée de vie ;

• la perte de valeur et la reprise de perte de valeur se produit quand un actif ne génère plus aucun avantage et diminue donc de valeur plus tôt qu’il n’aurait pu être raisonnablement attendu. Si, par conséquent, l’actif augmente en valeur, on dit qu’il y a eu un «renversement» de la dépréciation ;

• la comptabilisation des obligations futures en matière de mise hors service et de restauration ; et

• l’affectation du prix d’acquisition dans le cadre des regroupements d’entreprises.7

7 EY. (2017) « Information financière dans l’industrie pétrolière et gazière : Normes internationales d’information financière ». 13-14

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États-Unis (SEC) et le Conseil des normes comptables financières prévoient tous deux des règles et définitions auxquelles les sociétés doivent se conformer afin de quantifier leurs réserves de pétrole et de gaz. De nombreuses grandes sociétés d’exploration et de production disposent de politiques et de comités internes complets, conformes aux exigences de la SEC, qui supervise le but et la déclaration des réserves prouvées. Une équipe de géologues, d’ingénieurs de réservoirs et de cadres supérieurs, ainsi que des cabinets d’experts-conseils indépendants en génie pétrolier, examinent chaque année les actifs de l’entreprise, dans le strict respect des directives de la SEC.

Les entités enregistrent des réserves au coût historique de la recherche et du développement de réserves ou de leur acquisition auprès de tierces parties. Le coût de la recherche et du développement des réserves n’est pas directement lié à la quantité de réserves. Le prix d’achat alloué aux réserves acquises dans un regroupement d’entreprises est la juste valeur des réserves et des ressources à la date du regroupement d’entreprises, mais seulement à ce moment-là, c’est-à-dire que les entreprises ont l’obligation de démanteler, de retirer et de restaurer des éléments des immobilisations corporelles à la fin de leurs opérations offshore et terrestres et de remédier aux dommages environnementaux qu’ils pourraient avoir causés aux normes convenues. Ces obligations sont appelées passifs de déclassement.

Le démantèlement des installations pétrolières et gazières est exigé dans le cadre d’un certain nombre de traités internationaux, y compris la Convention de Genève 1958 sur le plateau continental, la 1982 Convention des Nations Unies sur le droit de la mer (UNCLOS) et la 1989 maritime internationale Directives et normes de l’organisation (OMI).

L’ampleur des coûts de déclassement dans l’industrie pétrolière et gazière est sensiblement importante, s’exécutant en milliards de dollars. Les obligations de responsabilité réelles en matière de déclassement sont approximativement égales à la moitié de la dette totale de l’industrie pétrolière et gazière.

4. PÉTROLE ET GAZ EN AFRIQUE

4.1. Bref aperçu de l’historique

Certes, les gisements pétroliers d’Afrique du Nord ont commencé à être exploités à partir de 1918, mais la production de pétrole sur le continent n’a connu une expansion rapide qu’après la Seconde Guerre mondiale, le pétrole du Moyen-Orient ayant été jugé plus accessible et ayant fait l’objet d’investissements plus importants en conséquence.

Par la suite, le continent a vu sa production augmenter d’un facteur de 20 entre 1960 et 1970, avec l’instabilité au Moyen-Orient (en particulier pendant la crise énergétique des années 1970) soulignant son importance croissante dans le marché pétrolier mondial. L’on peut attribuer une grande partie de cette croissance à l’influence des entreprises occidentales, qui désiraient exploiter ce qu’elles considéraient comme une ressource inexploitée dans le cadre de ce que l’on a appelé la «nouvelle ruée vers les ressources africaines». 8

8 Untapped: the Scramble for Africa’s Oil" par John Gazvanian et Africa : Crude Continent - The Struggle for Africa’s Oil Prize, auteur: Duncan Clarke.

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Au cours des années 80, en raison de la baisse de la demande de pétrole, l’on a noté un important excédent de production et les prix ont considérablement chuté. Cette situation a limité les nouveaux investissements dans les pays africains producteurs de pétrole, et la production pétrolière a peu ou pas augmenté, tandis que les restrictions de l’OPEP sur la production ont encore ralenti les progrès pendant la période.

Au moment où les prix du pétrole commençaient à se relever à la fin de la décennie, les producteurs africains ont assisté à une reprise des investissements, après une instabilité continue au Moyen-Orient (en particulier, la première guerre du Golfe). Les années 2000 ont été marquées par une hausse soutenue des prix du pétrole, les tensions au Moyen-Orient ayant soutenu la croissance économique, et la chute du prix liée au dollar des États-Unis a fait passer le prix du pétrole de 30 dollars EU le baril à près de 150 dollars EU le baril en juillet 2008. Cet état de fait s’est traduit par d’importants investissements supplémentaires en Afrique, assortis de la réalisation d’une variété d’activités d’exploration tant à terre qu’en mer.

Toutefois, l’effondrement des marchés financiers après la récession mondiale de 2008 a limité l’expansion de l’industrie pétrolière africaine. Une période de fluctuation des prix et d’instabilité des prix du pétrole s’est ensuivie, marquée par le déclin des activités d’investissements et d’exploration en Afrique. Ce déclin de l’investissement a été exacerbé après l’effondrement du prix du pétrole en 2015.

Au moment où le prix du pétrole connaît une lente reprise, l’exploitation de nouvelles découvertes en Afrique est l’un des principaux moyens par lesquels l’industrie pétrolière et gazière espère retarder l’atteinte du «pic pétrolier» au cours des années à venir.

4.2. Développements futurs

Au cours de ces dernières années, la production de gaz a augmenté plus rapidement en Afrique que partout ailleurs au monde, à l’exception du Moyen-Orient.9 L’on a également noté sur le continent africain une hausse des investissements réalisés par les SPN extérieures à l’Afrique, notamment de la Chine, la Malaisie et la Russie, ce qui a créé une corrélation entre des investissements plus vastes dans les infrastructures et les relations entre gouvernements en matière d’accès aux ressources. Toutefois, l’émergence d’une nouvelle ère de prix du pétrole structurellement inférieurs remet en question les modèles d’affaires qui ont longtemps reposé en grande partie sur l’exploration et la production d’hydrocarbures, en particulier «l’or noir» (le pétrole).

En tant que tel, l’avenir du pétrole et du gaz sur le continent africain sera axé sur les sources d’énergie nouvelles et diversifiées, ce qui maximise le commerce régional, en investissant dans le développement technologique, limitant les forces géopolitiques et protégeant ses ressources financières.

Pour que l’Afrique puisse tirer pleinement parti du potentiel de l’industrie pétrolière et gazière sur le continent, chaque État devra analyser et évaluer les facteurs politiques,

9 McKinsey, (2010), Africa’s path to growth : Sector by sector, disponible sur le site suivant : https://www.mckinsey.com/featured-insights/middle-east-and-africa/africas-path-to-growth-sector-by-sector, consulté le 17 novembre 2018.


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économiques, juridiques, sociaux et technologiques dans la perspective de l’évaluation du développement de son propre secteur pétrolier et gazier.

Points clés :

• Les hydrocarbures se sont formés sous la surface de la terre pendant des millions d’années et donc le processus de forage pour les hydrocarbures complexe, coûteux et implique un risque significatif ; • Le secteur pétrolier et gazier est un élément vital de l’économie d’un pays et est généralement fortement réglementé ; • Les projets pétroliers et gaziers comprennent de nombreux acteurs imprévisibles avec des agendas concurrents et des motifs différents ; • Les hydrocarbures sont achetés et vendus à de nombreux prix différents dans le monde entier, mais ils ont tendance à être «évalués» contre certaines normes communes ; • En Afrique, l’avenir du pétrole et du gaz sera axé sur des sources d’énergie nouvelles et diversifiées, en maximisant le commerce régional, en investissant dans les développements technologiques, en limitant les forces géopolitiques et en protégeant les ressources financières.


1. PÉTROLE PAR OPPOSITION AU GAZ - EXPLICATION TECHNIQUE

2. APERÇU DES SECTEURS DE L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE

PROCESSUS DE LA PRODUCTION PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE ET CONCEPTS CLÉS

CHAPITRE 2

21

Les principaux facteurs à l’origine du changement enregistré dans la consommation des combustibles dominants à l’échelle mondiale sont l’accessibilité, l’abordabilité et la durabilité. Par exemple, la croissance des énergies renouvelables est principalement tirée par les pays qui proposent de réduire leurs émissions de CO2, un certain nombre de pays 10 Source : Revue statistique sur l’énergie dans le monde réalisée par BP en juin 2018.

OIL AND GAS PROCESS AND KEY CONCEPTS

Ce chapitre examine comment le pétrole et le gaz sont consommés dans le monde entier et ce qui motive cette consommation. Il détaille la composition du pétrole et du gaz, ainsi que les acteurs clés de l’industrie. Il explique la popularité croissante du gaz et la viabilité commerciale du pétrole et du gaz.

1.PÉTROLE PAR OPPOSITION AU GAZ - EXPLICATION TECHNIQUE

Au cours des dernières décennies, l’on anoté un changement dans la consommation du combustible dominant à l’échelle mondiale, et une autre mutation est attendue au cours des prochaines années. Afin de comprendre l’importance du pétrole et du gaz dans le mix énergétique mondial, il est important de comprendre l’état des lieux de la consommation mondiale d’énergie ainsi que les développements technologiques qui déterminent l’offre et la demande dans la chaîne mondiale d’approvisionnement en énergie.

Le graphique ci-dessous montre la consommation totale d’énergie primaire au monde de 1992 à 2017 par type de combustible. La consommation globale d’énergie primaire s’est accrue de 2,2 % en 2017, contre 1,2 % en 2016, soit la plus forte croissance réalisée depuis 2013. Tous les combustibles, à l’exception du charbon et de l’hydroélectricité, ont enregistré des hausses à des taux supérieurs à la moyenne. Le gaz naturel a enregistré la plus forte hausse de la consommation d’énergie, soit 83 millions de tonnes d’équivalent pétrole (mtep), suivi de l’énergie renouvelable (69 mtep) et du pétrole (65 mtep).

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Comme on peut le constater, la consommation de pétrole devrait s’accroître de manière régulière jusqu’en 2040, et ce, en dépit de la transition énergétique attendue en Europe et en Amérique du Nord et de la hausse du nombre de véhicules électriques (VE). Si l’on s’attend à ce que la plus forte hausse de la production mondiale d’électricité provienne des énergies renouvelables, la production à cycle combiné alimentée au gaz est actuellement la source d’énergie la plus propre disponible utilisant les hydrocarbures, et la production de gaz devrait encore s’accroître de manière régulière, contribuant ainsi à l’équilibre des sources renouvelables.

1.1. Composition et utilisations du pétrole

Il y a généralement deux sources de pétrole :


ayant signé l’accord de Paris qui s’engage en faveur de la réduction des émissions de CO2 pour lutter contre le changement climatique et la hausse des températures.

Le graphique ci-dessous, publié par l’Agence d’information sur l’énergie des États-Unis, montre les prévisions de consommation mondiale d’énergie jusqu’en 2040.

Figure 2. Consommation mondiale d’énergie par source d’énergie.En quadrillion de Btu

• Pétrole classique : on le trouve dans les puits de pétrole sous forme de puits verticaux qui se déversent dans des gisements de pétrole et de gaz sous pression, ce qui rend relativement facile leur remontée à la surface.

• Pétrole non conventionnel : ce type de pétrole ne coule pas près de la surface et ne coule parfois pas du tout à l’état solide ou quasi-solide. Ces sources sont encore relativement inexploitées par rapport aux sources de pétrole classique. Cette situation est en grande partie due aux contraintes techniques et aux coûts plus élevés que leur production entraîne. Parmi les types de pétrole non conventionnel l’on compte les sables bitumineux, le schiste bitumineux, l’huile de schiste, le pétrole en formations étanches et le pétrole lourd et extra-lourd.

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11 Source : Agence d’information sur l’énergie des États-Unis, d’après Energy Intelligence Group-Manuel du marché international du pétrole brut.


La composition type du pétrole est la suivante :

Il existe un certain nombre d’utilisations du pétrole qui reposent sur les différentes qualités de pétrole brut (voir section 1.3 ci-dessous), comme les vêtements, les parachutes, les casques de moto, la classe de sûreté, les sièges de toilettes, les cannes à pêche, les shampooings, les montgolfières, les appareils auditifs, les antiseptiques et les tapis.

1.2. Grades de pétrole brut

Le pétrole brut est généralement classé en fonction de deux qualités principales : i) la densité ; et ii) la teneur en soufre. La densité varie de «léger» (faible densité, densité API («American Petroleum Institute») plus élevée) à «lourd» (densité élevée, densité API plus faible), tandis que la teneur en soufre varie de «peu sulfuré» (faible teneur en soufre) à sulfureux (forte teneur en soufre). Des exemples en sont donnés dans le graphique11ci-dessous.

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Les prix du pétrole brut léger et peu sulfuré sont généralement plus élevés que ceux du pétrole brut lourd et sulfureux sur le marché, pour les raisons suivantes :

•moins le traitement ou raffinage d’un pétrole brut est poussé, plus il a de la valeur et les produits dérivés de certains types de pétrole brut se vendent donc à un prix plus élevé (par exemple, l’essence et le diesel) que les autres produits. En tant que pétrole léger, le pétrole brut non sulfureux nécessite peu de traitement et de raffinage, il est donc plus facile et moins coûteux de fabriquer des produits à partir de ce type de pétrole et sa demande est donc plus forte, ce qui en fait grimper le prix.

• En raison de leur faible teneur en soufre, les grades légers et non sulfureux peuvent être traités par des procédés/raffinages beaucoup moins sophistiqués et à faible intensité d’énergie. Une forte teneur en soufre le rend plus difficile à traiter et fournit des produits de mauvaise qualité finale.

Le pétrole brut est en outre classé par densité en 4 grands groupes :

• Pétrole très léger (distillats légers) : très volatile et peut s’évaporer très rapidement. Le carburéacteur, l’essence et le kérosène en sont des exemples.

• Pétrole léger (distillats moyens) : modérément volatile et moins volatile que le pétrole très léger. Il intègre la plupart des mazouts de grades 1 et 2 et des mazouts diesel.

• Pétrole moyen : faible volatilité et la majeure partie du pétrole brut sur le marché appartient à cette catégorie.

• Mazout lourd : très faible volatilité et faible évaporation. Cependant, avec ce type de pétrole, il se pose un risque de contamination grave pour les poissons, les volailles et les animaux à fourrure ainsi qu’une contamination à long terme de l’eau et du sol. Le pétrole lourd comme le bitume entrent dans cette catégorie.

12 Source : https://financesonline.com/top-10-oil-producing-countries-in-the-world-wheres-the-greatest-petroleum-dominion

1.3. Acteurs clés de l’industrie pétrolière

Le tableau ci-dessous présente les 10 premiers pays producteurs de pétrole actuellement. Sur les 10 premiers pays producteurs de pétrole, 4 sont situés au Moyen-Orient


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13 Bulletin statistique annuel de l’OPEP 201814 En décembre 2018, le Qatar est devenu le premier pays du Moyen-Orient à quitter l’OPEP.

Selon les estimations actuelles, 81,89% des réserves mondiales prouvées de pétrole se trouvent dans les pays13 membres de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole). L’objectif manifeste de l’OPEP est de gérer l’offre de pétrole afin de fixer le prix du pétrole sur le marché mondial de manière à ce qu’il y ait peu de fluctuations pour les économies des pays producteurs et acheteurs. L’on compte actuellement 1614 pays en développement exportateurs de pétrole, la République du Congo y ayant adhéré le 22 juin 2018.


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Les membres de l’OPEP en Afrique comprennent la Libye (1962), l’Algérie (1969), le Nigéria (1971), le Gabon (1975), l’Angola (2007) et la Guinée équatoriale (2017). La majeure partie des réserves pétrolières de l’OPEP se trouve au Moyen-Orient, soit 65,36 % du total de l’OPEP.

Au cours de ces dernières années, les pays membres de l’OPEP ont considérablement accru leurs réserves pétrolières en adoptant les meilleures pratiques de l’industrie, en réalisant des travaux d’exploration intensifs et en améliorant les récupérations. En conséquence, les réserves prouvées de pétrole de l’OPEP s’élèvent actuellement à 1 214,21 milliards de barils. Un certain nombre de pays africains sont membres de l’OPEP et l’ajout récent de la République du Congo contribue à renforcer la position de l’Afrique dans l’industrie pétrolière.

En dehors de l’OPEP, les pays ayant les réserves prouvées les plus importantes sont le Canada, la Russie et les États-Unis.

1.4. Composition et utilisations du gaz

L’une des principales distinctions entre le gaz et le pétrole est que le gaz contient beaucoup d’impuretés relatives dans sa composition. En conséquence, il doit être traité pour éliminer certaines de ses impuretés avant de pouvoir être utilisé, alors que le pétrole en nécessite très peu ou pas.

La composition type du gaz se trouve dans le tableau ci-dessous. La composition elle-même peut varier en fonction de la source et de la forme du gaz, par exemple, certains types de gaz ont une proportion plus élevée de propane et de butane.

Il existe quatre exemples principaux de sources et de formes de gaz :

15 Site Web de l’OPEP disponible à l’adresse https://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/330.htm, consulté le 16 novembre 2018.

• Gaz associé : il s’agit du gaz naturel qui se trouve associé au pétrole dans un réservoir. Ce gaz peut être brûlé dans des torchères ou traité pour être utilisé comme produit.

• Gaz non associé : ce type de gaz provient des réservoirs ne contenant que du gaz naturel et pas de pétrole.


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Compte tenu de la composition variable du gaz et de la nécessité de traiter le gaz pour en éliminer les impuretés, un certain nombre d’utilisations différentes existent, notamment la chaleur, la production d’électricité, le transport, les engrais, les plastiques, les adhésifs, les solvants, les produits chimiques et les tissus comme le polyester et le nylon. 1.6. The Rise of Gas

1.5. Exploitabilité commerciale du pétrole et du gaz

Historiquement, le pétrole a été considéré comme commercialement plus attrayant que le gaz. Cette différence s’explique principalement par le fait qu’il est plus facile à transporter et que les coûts de stockage associés sont moins élevés.

En revanche, le gaz a généralement été plus limité aux marchés intérieurs en raison de la difficulté et du coût inhérents à son transport et à son stockage. De même, le gaz est beaucoup plus susceptible d’être négocié par le biais de contrats à long terme. Cet état de fait signifie qu’il est plus probable que le gaz provienne d’une source fixe et soit transporté vers une destination fixe à proximité, ce qui permet d’acheminer moins de gaz vers les marchés à forte demande. En conséquence, actuellement, seulement 30 % du gaz consommé dans le monde traverse une frontière ; l’équivalent pour le pétrole est supérieur à 70 %.

Le tableau ci-dessous montre certaines des comparaisons entre le pétrole et le gaz en termes d’exploitabilité commerciale.

• Gaz riche : il s’agit d’un type de gaz naturel qui contient des hydrocarbures plus lourds qu’un gaz pauvre, c’est-à-dire des concentrations plus élevées de propane et de butane.

• Liquides de gaz naturel : il s’agit des composantes du gaz naturel qui sont dissociées de l’état gazeux sous forme de liquides. Sa teneur en liquide apporte une importante valeur économique aux mises en valeur contenant ce type de fluide. La dissociation a lieu dans une installation sur le terrain ou dans une usine de traitement du gaz par absorption ou condensation. Les liquides de gaz naturel sont également classés en fonction de leur pression de vapeur :

• Faible = condensat• Intermédiaire = gaz naturel

• Élevée = gaz de pétrole liquéfié, c’est-à-dire le propane ou butane


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16 Source : Revue statistique sur l’énergie dans le monde réalisée par BP en juin 2018. 17 Slater, Neil (2018) 'DNV GL prévoit des techniques de production de pétrole et de gaz plus rapides et plus souples que l’industrie s’adapte à la transition énergétique»


1.6. Essor du gaz

Malgré les avantages évoqués ci-dessus, les marchés mondiaux ont récemment connu une évolution vers le gaz plutôt que vers le pétrole qui était historiquement privilégié. Cette mutation est en grande partie due à la combinaison de la diversité du mix énergétique, de la demande du marché, de l’évolution des technologies et des transports (notamment en ce qui concerne le GNL) et des considérations environnementales découlant des préoccupations liées au changement climatique.

La compagnie BP (société multinationale pétrolière et gazière de droit britannique) émet l’hypothèse que, d’ici à 2040, le gaz va surclasser le pétrole en tant que source d’énergie primaire mondiale, au fur et à mesure que s’accroît la demande du combustible fossile le moins polluant. BP s’attend en outre à ce que la demande globale de gaz augmente d’environ 1,6 % par an, contre 0,8 % pour le pétrole. 16

Si la production de gaz classique à terre et en mer est appelée à baisser à partir de 2030 environ, en revanche, celle du gaz non conventionnel à terre devrait atteindre un pic en 2040. DNV GL, une société d’enregistrement et de classification norvégienne accréditée au niveau international, s’attend à ce que cette tendance conduise à des développements plus affinés et plus agiles dans le secteur du gaz marqués par des durées de plus courtes.17

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18 Slater, Neil (2018) 'DNV GL des techniques de production de pétrole et de gaz plus rapides et plus agiles que l’industrie s’adapte à la transition énergétique'19 Union internationale du gaz (2018) 2018 rapport mondial sur le GNL, 27e édition de la Conférence mondiale du gaz20 Union internationale du gaz (2018) 2018 rapport mondial sur le GNL, 27e édition de la Conférence mondiale du gaz21 Quora (2014), «Quels faits un ingénieur doit-il savoir lorsqu’il fait son entrée dans le secteur pétrolier et gazier ?» disponible sur https://www.quora.com/What-facts-should-an-engineer-know-when-hes-entering-the-oil-and-gas-sector consulté le 18 novembre 2018.


On s’attend également à une hausse des échanges commerciaux de l’Afrique subsaharienne vers le sous-continent indien et l’Asie du Sud-Est. DNV GL prévoit une nouvelle transition pour le secteur d’ici à 2050, à mesure que des gaz plus verts, dont le biogaz, le gaz de synthèse et l’hydrogène, feront leur entrée dans les systèmes de transport et de distribution.18

Finalement, en raison des progrès technologiques, le mode de transport du gaz a également connu un changement radical et continuera d’évoluer, ce qui permettra son transport vers des marchés mondiaux plus vastes. À titre d’exemple, le commerce du GNL se développe rapidement, (environ 8% en glissement annuel) ce qui relie des marchés disparates (en particulier à travers l’Asie)19 ,et rend plus simple ainsi que moins coûteuse l’importation du GNL du fait de la facilité à le stocker. Les principaux importateurs de GNL sont le Japon, la Chine, la Corée du Sud et l’Inde, tandis que les principaux exportateurs de GNL sont le Qatar, l’Australie, la Malaisie et le Nigéria.20

2. APERÇU DES SECTEURS DE L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE ET GAZIÈREChaîne de valeur du gaz (en haut) et du pétrole (en bas)21

Tout projet de vente de pétrole ou de gaz doit tenir compte de la vente et du transport du pétrole ou du gaz dans le contexte plus large de la commercialisation globale afin de garantir l’existence de droits, d’obligations, de responsabilités et de recettes réciproques appropriés. Cela requiert essentiellement la compréhension des liens entre les trois secteurs de l’industrie pétrolière et gazière.

Le premier secteur est connu sous le nom de secteur «en amont», où l’on identifie les gisements de pétrole et de gaz afin de forer des puits et de prélever les matières premières du sous-sol. Ce secteur couvre également la mise en valeur des champs ainsi que la production et est parfois appelé le secteur E&P (exploration et production).

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Le second secteur est appelé secteur «intermédiaire» ; c’est le niveau où sont mis en corrélation les secteurs en amont et en aval. Les matières premières extraites dans le secteur en amont devront être raffinées et traitées avant d’être transportées ou stockées. En général, le gaz doit être raffiné et traité pour en éliminer toute impureté, tandis que le pétrole peut être transporté ou stocké immédiatement.

Le troisième secteur est connu sous le nom de secteur «en aval». Les opérations en aval comprennent le raffinage et la commercialisation, qui sont axés sur la création de produits finis consommables.

Points clés :

1. La consommation de pétrole devrait augmenter progressivement jusqu' à 2040, même avec la transition énergétique attendue ;

2. La production combinée de cycles à l’aide de gaz est actuellement la source d’énergie la plus propre disponible à l’aide d’hydrocarbures, et la production de gaz devrait augmenter régulièrement ;

3. L’accessibilité, l’abordabilité et la durabilité sont les facteurs clés influençant le changement de la consommation de combustibles ;

4. Historiquement, le pétrole était considéré comme commercialement plus attrayant que le gaz car il est plus facilement transporté avec des coûts de stockage associés inférieurs ;

5. Le passage vers le gaz est dû à une combinaison de la diversité énergétique, de la demande du marché, des développements technologiques et des transports et des considérations environnementales.


1. PROPRIÉTÉ DES RESSOURCES ET OCTROI DE PERMIS

2. CONTRATS RELATIFS AUX ACTIVITÉS EN AMONT : TYPES DE CONTRATS AVEC LE GOUVERNEMENT HÔTE

3. CONTRATS RELATIFS AUX ACTIVITÉS EN AMONT - TYPES D’ACCORDS COMMERCIAUX

4. RÉGLEMENTATION DU PÉTROLE ET DU GAZ

CADRE JURIDIQUE

CHAPITRE 3

32

Ce chapitre décrit la législation et les cadres de licence qui s’appliquent aux ressources naturelles et minérales et examine également comment les droits miniers peuvent être obtenus. Les différents types de contrats pétroliers et gaziers sont détaillés ici, ainsi que les réglementations internationales, régionales et locales qui régissent le secteur.

1. PROPRIÉTÉ DES RESSOURCES ET OCTROI DE PERMIS

1.1. Qui détient les ressources en hydrocarbures ?Dans la plupart des juridictions, le gouvernement a la propriété des ressources minérales qui existent sur son territoire et jouit du droit d’exploiter celles-ci. Par conséquent, dans la grande majorité des juridictions, l’obtention d’un permis pour l’extraction du pétrole ou du gaz nécessitera le consentement du gouvernement concerné.

Les deux principales exceptions à la règle générale sont les États-Unis d’Amérique et le Canada, où la propriété foncière confère le droit de propriété et d’exploitation des ressources minérales. Dans ces juridictions, il sera donc nécessaire de négocier avec le propriétaire foncier privé concerné (sauf dans le cas des terres appartenant à l’État) pour obtenir des droits d’exploration et de production. Toutefois, cet état de fait ne signifie pas que l’on négocierait entièrement avec le propriétaire foncier. Les lois étatiques et fédérales, en particulier les règlements concernant la fracturation hydraulique, le forage horizontal et les normes environnementales, peuvent encore avoir une incidence sur la production de pétrole et de gaz. À titre d’illustration, aux États-Unis, au niveau fédéral, les principaux organismes de réglementation du secteur pétrolier et gazier sont :Aux fins du présent chapitre, nous supposerons que le gouvernement détient les droits de concession de permis miniers.

1.2. Obtenir des droits pétroliers et gaziers du gouvernement

En général, ce processus est réglementé par une série de «cycles d’octroi de permis», au cours desquels le gouvernement s’adresse aux entreprises ou annonce son intention de lancer un programme d’octroi de permis et demande aux entreprises intéressées de soumissionner pour obtenir des droits pétroliers et gaziers. Il s’agira généralement d’un processus structuré comme une passation de marchés publics, certains processus exigeant que les soumissionnaires soient présélectionnés conformément à une Demande de qualification (DdQ) afin de démontrer que, si leur soumission est retenue, ils possèdent les capacités techniques, financières et commerciales nécessaires. La DdQ est d’ordinaire suivie d’une Demande de propositions. Le gouvernement fournira généralement aux entreprises éventuelles des renseignements supplémentaires, comme les conditions dans lesquelles les contrats d’obtention d’informations géologiques et géophysiques seraient conclus etc.

CADRE JURIDIQUE

• Agence de protection de l’environnement• Commission fédérale de réglementation de l’énergie • Ministère de l’Énergie et Bureau des énergies fossiles • Bureau de gestion des terres • Bureau des affaires indiennes

33

22 Ou peut ne pas être en mesure d’attendre lorsque le temps est un facteur essentiel.

CADRE JURIDIQUE

La plupart des droits pétroliers et gaziers sont conformes aux cycles d’octroi de permis, bien que ces droits puissent être émis via un «octroi de permis hors cycle». Ce serait généralement le cas lorsqu’une entreprise a effectué un certain nombre d’études géologiques et estime qu’il existe une opportunité à saisir. Une entreprise peut choisir22 de ne pas attendre que le gouvernement émette une Demande de propositions et peut donc s’adresser directement à ce dernier de manière spontanée, en vue de tenter de négocier et d’obtenir des droits dans ce domaine. La question de savoir si l’on peut adopter ou non une approche spontanée dépendra des lois applicables en matière de passation des marchés dans le pays concerné.

Lors de l’examen des demandes de permis, le gouvernement vérifiera si une entreprise possède les capacités financières, techniques et commerciales nécessaires pour réellement mettre en valeur les ressources ; de même, il pourrait demander à voir le plan de mise en valeur proposé par l’entreprise pour s’assurer qu’il est réalisable et qu’elle a traité adéquatement toute question environnementale ou d’autres questions stratégiques et opérationnelles. Certains pays exigeront également un engagement visant à développer l’économie locale en fixant certaines exigences de localisation en termes de prise de participation, d’achat de biens ou services ou d’autres obligations de développement social.

2. CONTRATS RELATIFS AUX ACTIVITÉS EN AMONT : TYPES DE CONTRATS AVEC LE GOUVERNEMENT HÔTE

2.1. Le schéma ci-dessous illustre la forme type des contrats avec le gouvernement hôte.

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Certes, les gouvernements sont généralement propriétaires des ressources pétrolières souterraines, mais ils délèguent généralement l’exploration et la mise en valeur de celles-ci à des sociétés pétrolières internationales (SPI). La relation entre le gouvernement et les sociétés pétrolières est réglementée par la conclusion d’un contrat qui prévoit les droits et obligations de chacune des parties.

Il existe un certain nombre de contrats relatifs aux opérations en amont lorsque l’on passe des contrats avec des sociétés pétrolières et d’autres acteurs de l’industrie :

CADRE JURIDIQUE

(a) Contrats fondés sur une redevance ou une taxe

Il s’agit généralement de concessions ou de permis. L’une des principales caractéristiques de ces contrats est qu’il n’existe pas de production partagée revenant à l’État. Le titulaire du permis est le propriétaire de toutes les ressources produites, mais il devra acquitter l’impôt sur ses bénéfices.

Un permis d’exploration est un permis non exclusif, accordé afin de permettre au titulaire de réaliser des levés géoscientifiques. Un permis de production est, par contre, une concession qui accorde le droit exclusif d’effectuer des forages d’exploration et de production de pétrole et de gaz dans une zone désignée.

Les concessions sont accordées par les gouvernements des États et sont généralement accordées aux SPI. La zone désignée se trouve dans le territoire de cet État, soit sur une terre d’État, soit en mer. En contrepartie, l’État perçoit des redevances, une part de profit, ou éventuellement une part du pétrole et/ou du gaz produit pour la durée de la concession.

Les termes d’une concession sont généralement énoncés dans un accord de concession. Un accord de concession est un contrat conclu entre une SPI et un gouvernement, et peut, par exemple, définir les droits accordés à la SPI, l’étendue de la zone désignée à laquelle il a obtenu des droits sur, le terme (durée) de la concession, et l’État recevra en contrepartie de l’octroi de la concession.

Un permis impose généralement certaines obligations et restrictions aux titulaires de permis. Il peut s’agir, par exemple, de certaines obligations d’exécution de travaux, de restrictions imposées à la cession et aux changements de contrôle, de normes opérationnelles, de restrictions imposées au brûlage à la torche, de paiements de frais, de redevances, de gratifications et de taxes ainsi que de responsabilités en tenant compte de la structure du titulaire de permis.

Ces derniers sont plus fréquents sur les marchés développés (par exemple, la mer du Nord).

(b) Accords de participation et accords de coentreprise

Les accords de participation sont des contrats conclus entre des sociétés telles que des SPI. À titre d’exemple, deux SPI voudront peut-être explorer et développer

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CADRE JURIDIQUE

conjointement la production pétrolière dans un domaine particulier. Au lieu d’établir une nouvelle coentreprise pour mener cette exploration et cette production, les compagnies signent un contrat par lequel chacun s’engage à travailler ensemble sur l’exploration/production. Les accords de participation peuvent être de forme courte ou longue, les accords de participation étant un terme générique couvrant toutes sortes de projets avec des longueurs, des zones et une portée variable. D’une manière générale, plus la zone couverte par l’AP est grande, plus la complexité du projet est grande; et donc, dans un tel cas, l’accord de participation sera plus détaillé dans la description des droits et obligations de chaque partie et sur la manière dont le risque est partagé.

Alternativement, les entreprises peuvent créer une nouvelle société «coentreprise» pour atteindre les mêmes objectifs ci-dessus. Les SPI seront des actionnaires de cette société, et les sociétés en tant qu’actionnaires entreront dans un accord de coentreprise, qui est un contrat qui décrit comment la société sera gérée.

(c) Accords de partage de production

Les Accords de partage de production (APP) sont populaires sur le continent africain et le Moyen-Orient et prévoient un plus grand contrôle par les gouvernements sur l’industrie pétrolière nationale. Les exemples les plus populaires se trouvent sur le continent africain et au Moyen-Orient.

Les APP sont conclus entre les sociétés pétrolières et les gouvernements et/ou la société publique ou SPN appropriée. Un APP détermine et accorde les droits de prospection, d’exploration et d’extraction des ressources minérales d’une zone spécifique sur une période de temps déterminée. Les APP sont habituellement accordés en fonction des phases de mise en valeur et comportent souvent des obligations et conditions semblables à celles des permis en ce qui a trait aux plans de travail requis et aux droits de renonciation.

D’ordinaire, un APP accorde à la SPN un plus grand contrôle sur la façon dont la zone est mise en valeur. Dans le cadre d’un APP, l’État prend une part de la production via :

• des redevances • le recouvrement des coûts • la participation aux bénéfices

Les APP sont traités plus en détail au Chapitre 4.

(d) Contrats de prestation de services

Des exemples de contrats de prestation de services peuvent être observés au Mexique et en Équateur. Les gouvernements hôtes ont recours à ce type de mécanisme contractuel à long terme pour acquérir l’expertise et le capital des sociétés pétrolières internationales, tout en conservant la propriété du pétrole.

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CADRE JURIDIQUE

Un contrat de prestation de services peut être soit un «contrat de prestation de services simple», soit un «contrat de prestation de services à risques».

• Dans un contrat de prestation de services simple, la société pétrolière procédera à l’exploration et à la production en échange d’une rémunération forfaitaire ; le recouvrement de ses coûts d’exploitation est garanti et ne dépendra pas de la viabilité commerciale du projet. Il s’agit d’un contrat à faible risque et à faible rendement.

• En revanche, dans les contrats de prestation de services à risques, la récupération des coûts de la société pétrolière est directement liée à la viabilité commerciale du projet. Il s’agit d’un contrat à haut risque et à haut rendement.

3. CONTRATS RELATIFS AUX ACTIVITÉS EN AMONT - TYPES D’ACCORDS COMMERCIAUX

Il existe un certain nombre d’accords commerciaux qui peuvent être conclus entre des parties privées pour réglementer leurs relations et obligations contractuelles en ce qui concerne leurs activités en amont.

3.1. Accords commerciaux

(a) Accords de soumission conjointe

Lorsque les entreprises conviennent de soumissionner pour un permis spécifique, elles pourraient conclure un accord de soumission conjointe. Ce type d’accord est conclu avant un accord d’exploitation conjointe ; toutefois, il indique généralement qu’un accord d’exploitation conjointe doit être signé si la demande de permis est couronnée de succès.

Un accord de soumission conjointe fournit aux parties un mécanisme de répartition des responsabilités et des engagements financiers pendant qu’elles tentent d’obtenir un permis.

(b) Accords d’affermage/amodiation

Un accord d’amodiation est un accord en vertu duquel une partie ou plusieurs acquiert/acquièrent auprès d’une autre des droits dans le cadre d’un permis de production et d’un accord d’exploitation connexe en échange de l’exécution de certains travaux ou de la contribution à leur coût de réalisation.

La forme de l’accord dépend de la nature des travaux, de la nature de la contrepartie et d’autres détails dont les parties ont convenus. Bien qu’il y ait des points communs ou similaires, il n’existe pas de forme standard d’accord.

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CADRE JURIDIQUE

Semblable à la conclusion d’un accord de coentreprise non constituée en personne morale, en vertu duquel une partie convient de s’acquitter de certaines dépenses en immobilisations ou autres obligations de travail convenues dans des délais déterminés en échange d’une participation déterminée à la production d’un extrant de la zone visée par un permis.

L’exécution de toute activité d’exploration et de mise en valeur doit se faire conformément aux bonnes pratiques et aux normes de l’industrie.

La caractéristique importante de cet accord contractuel est qu’il fournit un moyen de gérer les portefeuilles d’actifs en dehors des cycles d’octroi de permis. Fondamentalement, cet accord permet au titulaire d’un permis d’exploration de partager les risques et les coûts de l’exploration et de la mise en valeur en procédant à une amodiation. Les principales questions à aborder dans un accord d’amodiation seront les suivantes :

• nature et portée de l’obligation liée aux travaux ;• normes de performance et calendriers ;• portée et chronogramme de la cession de l’intérêt ;• accès aux données et sécurité de celles-ci ;• déclarations et garanties ;• cas de défaut et conséquences ; et• consentement du gouvernement (dans la mesure requise).

(c) Accords d’exploitation conjointe

Ils nouent une relation contractuelle entre les membres participants, notamment les titulaires de permis d’exploration ou de production ou les contractants de l’APP. Ce type d’accord est conclu pour préciser les conditions dans lesquelles les différentes parties à un permis ou à un APP travailleront ensemble à l’exploitation des réserves. Un accord d’exploitation conjointe n’entre en vigueur qu’après l’attribution d’un permis/la signature d’un APP qui régit toutes les activités conjointes, depuis l’octroi du permis/la signature de l’APP jusqu’à la résiliation ou la cession, y compris l’exploration, la mise en valeur, la production, l’enlèvement et le transport ainsi que le traitement. L’accord d’exploitation conjointe désigne également un exploitant chargé de mener les opérations au nom de la coentreprise ou du consortium. Il s’agit d’un accord relativement standard, l’Association internationale des négociateurs de pétrole (AIPN) ayant rédigé un formulaire standard qui est largement utilisé dans l’industrie.

L’exploitant est généralement entièrement responsable des opérations (c.-à-d. la gestion quotidienne, et la planification de la conduite des opérations pour maximiser la rentabilité), mais les autres parties (il peut y en avoir beaucoup)

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23 L’AIPN est actuellement (en 2018) en train de mettre à jour ses contrats de forage standard.

CADRE JURIDIQUE

qui désignent cet exploitant auront généralement contrôle de la conduite des opérations futures et auront la capacité d’effectuer des inspections. Les opérateurs peuvent être une partie désignée qui agit uniquement en tant qu’exploitant ; ou ils peuvent avoir un intérêt pour les revenus provenant du pétrole qui sera exploité.

(d) Accords d’exploitation en commun

Il s’agit d’un accord conclu par les propriétaires d’un réservoir qui s’étend sur plus d’une zone de permis pour le mettre en valeur comme une seule et même unité. Quoique séparées, les zones sont exploitées comme s’il s’agissait d’une source unique et il n’existe pas de restrictions à la délimitation. La production globale est ensuite répartie proportionnellement à leur fraction parcellaire convenue dans un bloc considéré comme unique.

Les avantages de cet accord sont qu’il empêche la concurrence pour l’obtention de ressources, qu’il permet une rentabilité accrue grâce au recouvrement amélioré et une réduction des dépenses globales en immobilisation ainsi que des dépenses d’exploitation par la combinaison des opérations. Il permet également une efficience dans l’exploitation et la gestion des réservoirs.

(e) Accords de mise hors service

Ces accords sont généralement exigés par le gouvernement et définissent le contenu, la planification et la mise en œuvre de la mise hors service des installations pétrolières et gazières à la fin de la production. Ceux-ci sont très souvent étayés par des mécanismes permettant de s’assurer qu’il existe suffisamment de fonds pour entreprendre les activités de mise hors service. Très souvent, un fonds de mise hors service est créé pour s’assurer que chacune des parties à une coentreprise qui assume une responsabilité financière en matière de mise hors service détient ou dépose une garantie financière suffisante pour honorer sa part de l’ensemble des obligations.

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24 Nations Unies: https://www.un.org/Depts/los/convention_agreements/texts/unclos/unclos_e.pdf

CADRE JURIDIQUE

• Les contrats à taux journalier sont les plus courants. L’exploitant d’un projet de forage paiera un taux journalier à l’entrepreneur de forage en échange de la fourniture par l’entrepreneur de l’engin de forage, du personnel de forage et d’autres accessoires.

• Le contrat clé en main en échange d’un prix convenu, l’entrepreneur de forage s’engage à exécuter des fonctions précises. Toutefois, le préposé aux puits de production ne jouit d’aucun pouvoir discrétionnaire de contrôle sur l’entrepreneur de forage et assume donc peu ou pas de responsabilité concernant les dommages que le forage pourrait causer.

• Le contrat au métré : l’entrepreneur est payé pour forer jusqu’à une formation ou une profondeur spécifiée. Dans le cadre d’un contrat au métré, l’entrepreneur de forage perçoit un montant fixe par pied foré et exerce un contrôle général sur la façon d’exécuter les travaux.

4. RÉGLEMENTATION DU PÉTROLE ET DU GAZ

4.1. Aperçu

4.2. Fondement juridique de l’exploitation des hydrocarbures

Les droits souverains d’un gouvernement et de son peuple à l’égard de ses ressources naturelles sont bien documentés :

(f) Contrats de forage

Une fois que le titulaire de permis a ses droits, il vous faut démarrer le forage. Il existe trois principaux contrats de forage qui constituent généralement des contrats types en référence aux marchés respectifs23 :

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CADRE JURIDIQUE

• Résolution 626 de l’Assemblée générale des Nations Unies, 1952

«Le droit des peuples d’utiliser et d’exploiter leurs richesses et ressources naturelles est inhérent à leur souveraineté»

• Résolution 1314 de l’Assemblée générale des Nations Unies, 1958

Elle a établi une souveraineté permanente des peuples et des nations sur les richesses et les ressources naturelles

• Commission pour la souveraineté permanente sur les ressources naturelles, Résolution 1803 des Nations Unies, 1962

La Résolution 1803 (XVII) prévoit que les pays et les organisations internationales doivent respecter de manière stricte et consciencieuse la souveraineté des peuples et des nations sur leurs richesses et ressources naturelles, conformément à la Charte des Nations Unies et aux principes indiqués dans la résolution. Ces principes sont énoncés dans huit articles concernant, entre autres, l’exploration, la mise en valeur et la cession des ressources naturelles, la nationalisation et l’expropriation, l’investissement étranger, le partage des profits et d’autres questions connexes.

• Charte des droits et devoirs économiques des gouvernements des Nations Unies, 1974

La Charte comporte un préambule, trois chapitres et 34 articles. Le chapitre I traite des «Fondements des relations économiques internationales°», le chapitre II énumère les «°droits et devoirs économiques des États°» et le chapitre III examine les responsabilités communes envers la communauté internationale.

En général, la base juridique de l’exploration des hydrocarbures est que les hydrocarbures peuvent en premier lieu être exploités par les Nations et leurs populations. Ce droit d’exploiter les hydrocarbures découle de la souveraineté d’une nation sur ses terres.

4.3. Réglementation des activités en mer

Les réserves pétrolières et gazières en mer sont généralement régies par les lois nationales et internationales. En réalité, la réglementation des activités en mer représente un élément plus international, car les gisements de pétrole et de gaz sont souvent découverts à l’extérieur de la zone économique exclusive (ZEE) d’un pays. Les ZEE des Nations sont prescrites par la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer (CNUDM), et sont des zones situées au-delà et adjacentes à la mer territoriale d’une nation. Ils fournissent à la nation le droit d’explorer, d’exploiter, de conserver et de gérer les ressources naturelles dans ce domaine.

Il en résulte l’adoption d’une législation nationale visant à faire en sorte que le fardeau économique de la mise hors service et/ou de la lutte contre la pollution repose sur les producteurs.

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CADRE JURIDIQUE

• Convention des Nations Unies sur le droit de la mer (UNCLOS)

L’UNCLOS fournit le cadre juridique de l’exploitation pétrolière en mer, de l’exercice des droits souverains et de la juridiction exclusive des États côtiers dans la ZEE et sur le plateau continental (Articles 60, 76, 77, 80 et 81, UNCLOS).Elle confère des droits souverains aux États côtiers et donne, en particulier, aux nations un droit exclusif sur la construction d’installations en mer. L’exercice de ces droits ne doit pas porter atteinte aux droits d’autrui. L’UNCLOS sert de principale convention internationale régissant les rejets et la pollution en mer. Elle exige des États signataires qu’ils veillent à éliminer les sites extracôtiers abandonnés/inutilisés et à prévenir un large éventail de pollutions marines. En conséquence, de nombreux pays ont choisi de se doter d’une législation sévère contre les producteurs de pétrole et de gaz dans le but de leur répercuter le risque économique de la pollution.

4.4. Réglementation des activités à terre

Les lois nationales ainsi que les accords de partage de production et/ou les permis régissent principalement la réglementation des activités à terre. Cette dernière tient généralement compte des lois fiscales, anti-corruption, antitrust, des lois en matière d’emploi, de marchés publics, de santé et sécurité et environnementale.

4.5. Réglementation internationale

Comme c’est le cas pour l’application de tous les traités et règlements internationaux, elle est tributaire du choix délibéré des signataires et des nations de s’y conformer. Voici quelques exemples de conventions / normes applicables à l’industrie :

• Convention internationale sur l’intervention en haute mer en cas d’accident entraînant ou pouvant entraîner une pollution par les hydrocarbures, 1969 Il s’agit d’une convention maritime internationale affirmant le droit d’un gouvernement côtier de prendre, en haute mer, les mesures qui pourraient s’avérer nécessaires pour prévenir, atténuer ou éliminer un danger grave et imminent pour son littoral ou les intérêts connexes découlant de la pollution ou de la menace de pollution de la mer par les hydrocarbures, à la suite d’un accident maritime ou d’actes y liés.

• Convention internationale pour la prévention de la pollution par les navires (MARPOL) 73/78

Elle vise à pour lutter contre la pollution par les hydrocarbures causée par les navires et constitue une importante convention internationale relative au milieu marin. Elle implique l’installation d’équipements appropriés, notamment un système de surveillance et de contrôle des rejets d’hydrocarbures. La convention MARPOL est divisée en annexes selon les catégories de polluants, y compris les émissions des navires.

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• Convention sur la préparation, la lutte et la coopération en matière de pollution par les hydrocarbures (OPRC 90) Les parties s’engagent, individuellement ou conjointement, à prendre toutes les mesures appropriées en vue de se préparer et de répondre aux incidents de pollution par les hydrocarbures.

• Normes de sécurité maritime : exemple le Code international de gestion de la sécurité Elles fournissent une norme internationale pour la gestion et l’exploitation en toute sécurité des navires en mer.

L'objectif général de ces réglementations internationales est d’assurer la prévention et la gestion de la pollution pétrolière par les navires en appliquant des normes internationales visant à limiter cette pollution.

4.6. Réglementation régionale / nationale

Les pays d’une même région peuvent conclure des traités ou conventions visant à coopérer et à protéger mutuellement. Un exemple en est la Convention relative à la Coopération en matière de protection et de mise en valeur des zones côtières de la région de l’Afrique Occidentale et Centrale. Les pays peuvent également conclure un protocole d’accord en vue de donner effet à ces principes.

La réglementation de la protection des investissements revêt une grande importance pour la mise en valeur d’un secteur pétrolier et gazier. Les investisseurs qui envisagent d’investir dans le secteur pétrolier et gazier d’un gouvernement tiennent compte de l’entrée en vigueur des traités bilatéraux d’investissement ainsi que des traités contre la double imposition.

4.7. OPEP

L’OPEP est une organisation intergouvernementale permanente comptant actuellement 16 membres. Elle a été créée en 1960 par ses cinq membres fondateurs initiaux, à savoir l’Iran, l’Irak, le Koweït, l’Arabie saoudite et le Venezuela.

L’objectif de l’OPEP est de coordonner et d’unifier les politiques pétrolières entre les pays membres, afin de garantir des prix justes et stables aux producteurs de pétrole, une fourniture efficiente, économique et régulière de pétrole aux pays consommateurs, et un juste retour sur investissement aux entités investissant dans l’industrie.

Points clés :

• Chaque pays a ses propres lois qui régissent les droits de propriété sur les ressources naturelles et minérales, ces droits souverains sont bien documentés:

• La relation entre les gouvernements et les compagnies pétrolières est réglementée par divers contrats en amont ;

• Outre les lois locales, les réglementations offshore, onshore, internationales, régionales et OPEC régissent le secteur.

CADRE JURIDIQUE

1. HISTORIQUE

2. APERÇU DES MODALITÉS ET ENJEUX CLÉS

INTRODUCTION AUX ACCORDS DE PARTAGE DE PRODUCTION

CHAPITRE 4

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Ce chapitre décrit l’histoire, les concepts et les aspects clés d’un accord de partage de production. Un aperçu des principales caractéristiques d’un accord de partage de production fournit des précisions sur les termes commerciaux, le cadre réglementaire, la gestion, la gouvernance, l’attribution de la production et l’atténuation des risques.

1. HISTORIQUE

En 1960, le concept d’Accord de partage de production («APP») a été introduit en Indonésie par PERTAMINA lorsque le gouvernement indonésien a promulgué la Loi n° 44 portant institution de «contrats pour l’exécution de travaux», car il souhaitait exercer un plus grand niveau de contrôle sur la mise en valeur du pétrole et du gaz. Cette introduction a effectivement mis fin au recours aux contrats de concession.

Parmi les caractéristiques de base de cet APP indonésien des années 60, figuraient les suivantes :

• tous les actifs détenus par le gouvernement ont été mis en service, la gestion étant confiée à PERTAMINA (la société indonésienne de production de pétrole et de gaz naturel détenue par l’État) ;

• les sociétés pétrolières internationales se sont vu confier un contrôle opérationnel sur le champ ;

• les programmes et budgets des travaux nécessitaient l’approbation de PERTAMINA ;• les gros contrats et plans de mise en valeur nécessitaient l’approbation de PERTAMINA.

L’APP de 1960 de l’Indonésie est devenue un modèle de plus en plus utilisé, divers pays ayant recours à des APP, notamment l’Argentine, le Bangladesh, la Bolivie, le Cameroun, le Chili, l’Égypte, l’Éthiopie, la Malaisie, le Vietnam, le Yémen, la Trinité et Tobago, la Guinée équatoriale, la Géorgie, l’Inde, l’Indonésie, l’Iraq, le Kazakhstan, le Kenya, Madagascar, le Nigeria, la Russie, la Thaïlande et l’Ouganda.

En l’absence d’une loi pétrolière complète, un APP contient souvent des règles et conditions détaillées concernant les activités à entreprendre en vertu de l’APP.

1.1. Concept

Un APP est un accord contractuel conclu entre une SPI et l’entreprise pétrolière nationale désignée, telle qu’une SPN, qui autorise et réglemente la réalisation d’activités d’exploration et de production dans une zone donnée. Souvent appelée l’entrepreneur, la SPI effectue les opérations pétrolières conformément aux programmes et budgets des travaux approuvés par la SPN. L’entrepreneur assume le financement de tous les coûts du programme des travaux approuvé, y compris les coûts connexes pour l’exploration, la mise en valeur et la production concernant le champ. Les ressources demeurent la propriété

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du gouvernement et la SPI ne se voit accorder aucun droit de propriété immédiat en matière de production, ni aucun droit minier ou d’exploitation minière. La SPI ne jouit d’un droit économique relatif à sa part des ressources pétrolières et gazières qu’une fois que celles-ci sont produites ou qu’elles atteignent le point de livraison. Par conséquent, si, à la suite du programme des travaux approuvé, aucune production n’est enregistrée, une perte en résultera pour l’entrepreneur. Toutefois, si le programme est couronné de succès, l’entrepreneur percevra une rétribution en espèces ou en nature en fonction de la production.

En général, un APP est considéré comme un contrat à risque, d’autant plus qu’il comporte un programme de production requis ainsi que des engagements de capitaux minimums, que la SPI doit financer et respecter. Le gouvernement ou la SPN a la possibilité de contribuer aux coûts de mise en valeur et exerce souvent cette option à l’égard des coûts associés à la découverte commerciale de ressources. La SPI est rémunérée dès le démarrage de la production, moment où elle assume effectivement la majeure partie du risque initial, c’est-à-dire au stade de la mise en valeur et de l’exploration.

1.2. Principaux aspects financiers d’un APP

Lorsque le pétrole est produit à l’échelle commerciale, il est divisé en différentes catégories qui servent chacune à une fin précise. Comme le montre le graphique ci-dessous, parmi les catégories courantes, l’on compte le pétrole-redevances, le pétrole affecté au recouvrement des coûts, le pétrole affecté aux impôts et le bénéfice en huile, dans lequel le pétrole renvoie aussi au gaz naturel.

En prenant chaque catégorie à tour de rôle et dans l’ordre dans lequel elle est reçue :

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25 Bindemis, Kirsten. «Accords de partage de production: une analyse économique» (1999), Institut d’études énergétiques d’Oxford, WPM 2526 Bindemis, Kirsten. «Accords de partage de production: une analyse économique» (1999), Institut d’études énergétiques d’Oxford, WPM 25


• sur la production brute, la première part prélevée est le pétrole-redevances, laquelle est un pourcentage convenu de la production totale qui est fournie au gouvernement ;

• après le paiement du pétrole-redevances, un certain niveau de production brute peut être admissible pour couvrir les coûts, par exemple les dépenses d’investissement ou les coûts d’exploitation. La SPI obtient généralement le remboursement des coûts de la totalité ou de la majeure partie de la production (pétrole affecté au recouvrement des coûts) ;

• la SPI et la SPN se partagent ensuite le reste du remboursement des coûts (bénéfice en huile) ; et

• la SPI s’acquitte de l’impôt local sur le revenu et perçoit ensuite son bénéfice net.

La répartition réelle entre ce qui est considéré comme le bénéfice en huile et le pétrole affecté au recouvrement des coûts variera d’un pays à l’autre, car elle dépend largement du profil de risque de l’investissement, en prenant en compte :

• le rôle du gouvernement dans la mise en valeur du champ et ses engagements de financement ;

• l’existence ou pas de risques sociaux et politiques élevés dans le pays ; et

• les caractéristiques du champ pétrolier et gazier, qu’il soit en mer ou à terre.

La SPI acquiert en principe le titre de propriété du pétrole au point de livraison tel que défini dans l’APP.

1.3. Alternatives aux APP

Si les APP sont couramment utilisés dans différentes juridictions, il existe cependant des alternatives qui ont tendance à être préférées, à savoir :

• le permis : il est généralement réglementé par voie législative et n’offre à une SPI qu’une marge de manœuvre limitée pour négocier les conditions relatives à ses droits d’exploration et de production.

• la concession : vu qu’une concession est un accord bilatéral, elle permet un plus grand niveau de négociation.

• le contrat de prestation de services : la SPI fournit des services au gouvernement pour l’exploration et la mise en valeur des ressources pétrolières sur une base convenue ; sur une base contractuelle, le profil de risque et les modalités de rémunération sont négociables.

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• la coentreprise : cette structure est généralement utilisée conjointement avec un APP, une concession ou un contrat de prestation de services.

1.4 "La part du gouvernement "

Les gouvernements hôtes auront droit aux recettes provenant de tout accord de partage de production. La part des recettes qu’ils reçoivent de la production pétrolière est connue dans l’industrie pétrolière comme la «part du gouvernement». Les revenus qu’ils reçoivent proviennent généralement de redevances, d’impôts et d’une part du pétrole à but lucratif. Il existe généralement une relation entre ces trois sources de revenus. Par exemple, un gouvernement qui reçoit des paiements de redevances élevés et une grande part de l’huile de profit, impose généralement moins d’impôt sur la société. La part du gouvernement peut être fixe (c.-à-d. un pourcentage fixe du pétrole de profit), ou peut varier sur le volume de pétrole produit.

2. APERÇU DES MODALITÉS ET ENJEUX CLÉS

2.1. Questions clés

Si les APP suivent un format standard qui fait l’objet d’un accord commun entre les juridictions, il se pose toutefois certaines questions clés qui ont tendance à nécessiter des négociations poussées, à savoir :

• Conditions commerciales

• la description de la zone visée par le contrat ;• la durée du contrat, y compris le calendrier de réalisation des activités d’exploration et de production. Si aucune découverte commerciale n’est faite au cours de la phase d’exploration, l’APP sera résilié ;• le programme des travaux d’exploration, y compris le chronogramme des étapes clés, les dépenses en immobilisations et les critères d’évaluation pour déterminer si la découverte faite est de type commercial ou non. Seules les découvertes déclarées de type commercial par le gouvernement peuvent être mises en valeur ;• la propriété des biens mobiliers et des immobilisations. Le gouvernement acquiert généralement la propriété des biens mobiliers et des immobilisations. L’entrepreneur a le droit d’exploiter les actifs et de recouvrer le coût de l’acquisition des actifs à partir du pétrole affecté au recouvrement des coûts ;• la vente de la production. L’entrepreneur a généralement le droit absolu de vendre sa part du pétrole affecté au recouvrement des coûts et du bénéfice en huile. Souvent, il est fait obligation d’approvisionner le marché intérieur en sus de l’allocation du pétrole-redevances ;• les procédures d’approbation et les exigences de ratification.

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• Questions réglementaires

La SPN pourrait remplir de nombreux rôles dans la chaîne de valeur du projet, comme celui d’organisme de réglementation, de société chargée de détenir les intérêts du gouvernement ou d’assurer l’exploration et la production. Les tendances récentes ont révélé que, là où il existe des organismes de réglementation distincts, la SPN s’est désengagée des multiples rôles qui lui étaient dévolus.

Les règlements gouvernementaux peuvent exiger que l’APP comporte certaines dispositions en matière d’intérêt économique national relatives aux exigences de localisation, au transfert de technologie ou aux obligations de fourniture nationale de biens et services.

Les règlements peuvent également régir le droit d’exporter la production, la rétention des recettes des ventes à l’extérieur du pays, le droit de rapatrier les bénéfices et le droit d’accès aux infrastructures. Les règlements peuvent être spécifiques à un secteur ou se rapporter de manière générique à diverses activités entreprises par l’entrepreneur, et la conformité à tous les règlements est obligatoire du point de vue de la bancabilité.

• Gestion et gouvernance

Dans le programme d’exploration et de production, il existe un niveau élevé de contrôle, qui est exercé par la SPN de plusieurs façons, soit par le biais de droits d’approbation, soit par l’implication de la SPN dans une société d’exploitation mixte via le Comité de Direction.

Les rôles différents de la SPN et de la SPI, ainsi que le degré de contrôle exercé par chacun, peuvent engendrer certains problèmes. Parmi ceux-ci, figurent la supervision des opérations, le processus d’approbation des plans de mise en valeur/production, la détermination des découvertes commerciales, la composition de la structure de gouvernance et la prise de décision. Par exemple, l’entrepreneur ne souhaitera mettre en valeur une découverte que s’il existe des ressources en quantités suffisantes pour mettre le champ en valeur de façon économique. Toutefois, la SPN pourrait vouloir mettre le champ en valeur indépendamment de ses paramètres économiques/son exploitabilité commerciale pour d’autres raisons stratégiques, comme la sécurité de l’offre. Ces questions sont d’ordinaire négociées en long et en large afin d’assurer un équilibre des pouvoirs entre la SPN et l’entrepreneur en ce qui concerne l’engagement et le recouvrement des coûts en capital et d’exploitation ainsi que la vérification et l’audit de ces derniers.

Comme il existe souvent des conflits d’intérêts inhérents entre les SPN et l’entrepreneur, un cadre robuste de protection des investissements s’impose généralement pour réglementer, entre autres, la capacité de l’entrepreneur à rapatrier ses bénéfices, l’expropriation ou la nationalisation des actifs et des biens ainsi que les questions de règlement des différends.

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2.2. Répartition de la production brute

La façon dont la production est partagée entre le gouvernement et l’entrepreneur dépend du type de contrat. Toute production récupérée par l’entrepreneur est habituellement répartie comme suit :

(a) Pétrole-redevances

La première partie des revenus de production revient au gouvernement et se situe normalement entre 10 et 15 % de la production totale, selon le niveau de la production quotidienne totale. Les redevances seront souvent liées à des tranches de production, de sorte qu’une tranche de production plus élevée entraînera une redevance plus importante. (b) Pétrole affecté au recouvrement des coûts

Une SPI doit être en mesure d’utiliser la part de la production qui lui est allouée pour recouvrer les coûts qu’elle a engagés. Le pétrole affecté au recouvrement des coûts sera classé en deux catégories : les coûts recouvrables (connus sous le nom de déductions admissibles) et les coûts non recouvrables. En général, l’on compte parmi les catégories de coûts recouvrables les coûts en capital liés à l’exploration/évaluation et les coûts d’exploitation connexes. Les catégories négociables de coûts recouvrables intègrent les primes à la production, les redevances, les frais de financement ou les frais d’intérêt, bien qu’ils ne soient généralement pas recouvrables.

Le gouvernement a intérêt à limiter les prétentions de l’entrepreneur concernant le pétrole affecté au recouvrement des coûts afin de maximiser sa part du bénéfice en huile. Un plafond est généralement imposé au recouvrement des coûts, en vertu duquel seul un certain pourcentage de la production est alloué chaque année au recouvrement des coûts (connu sous le nom de «plafond de coûts»). Les plafonds de coûts sont négociables et varient de 20 à 100 %. L’évaluation d’un plafond de coûts peut dépendre de la catégorie de dépenses et sera également fonction de la position adoptée par le gouvernement et des caractéristiques du champ en question.

Un APP peut comporter un droit de report des coûts non recouvrés au cours d’une période donnée en raison d’un plafond imposé aux coûts recouvrables pour cette période. De plus, les APP comportent habituellement des dispositions de délimitation qui sont conçues pour empêcher les contractants de «jouer sur» le système du pétrole affecté au recouvrement des coûts via la subvention des coûts croisés. Les dispositions de délimitation des APP essaient habituellement de circonscrire le recouvrement de tous les coûts liés à un bloc ou permis donné aux revenus générés à l’intérieur de ce bloc particulier.

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Le recouvrement des coûts se fait généralement selon une échelle mobile basée sur un «facteur R». Le facteur R est le ratio des recettes cumulatives tirées de la vente de pétrole par rapport aux dépenses cumulatives. Ce ratio est initialement nul pendant la phase d’exploration dans la mesure où il n’existe pas de vente de pétrole. Après la phase d’exploration, un facteur R inférieur à 1 signifierait que les coûts n’ont pas encore été entièrement recouvrés, c’est-à-dire que les dépenses totales excèdent les recettes totales, alors que plus le facteur R est élevé, plus l’exploitation est rentable. Le taux des redevances ou la part de la production de l’État peut augmenter avec un facteur R croissant.

Il existe un certain nombre de facteurs à prendre en considération pour déterminer les principes régissant le pétrole affecté au recouvrement des coûts, à savoir :

• l’évaluation du pétrole : si le pétrole découvert est évalué comme étant supérieur à la valeur marchande objective, le recouvrement des coûts sera désavantageux pour l’entrepreneur. La valeur du pétrole affecté au recouvrement des coûts attribué à l’entrepreneur sera inférieure à la valeur qui lui a été attribuée dans le cadre de l’évaluation au titre de l’APP et l’entrepreneur ne recouvrera pas entièrement ses coûts. Les parties devraient convenir de critères objectifs pour l’évaluation du pétrole, tels que les prix franco à bord publiés dans des revues spécialisées reconnues au plan international ;

• la limitation de l’amortissement : une distinction est généralement faite entre les coûts d’exploration, de développement des investissements et d’exploitation. Ces coûts peuvent être recouvrables en tenant compte des règles d’amortissement et de dépréciation qui diffèrent selon les pays. Dans le cadre d’un APP, il peut y avoir une limitation supplémentaire imposée à l’investissement en restreignant les provisions sur l’amortissement concernant certains actifs du projet. La mise en place d’incitations fiscales favorables en matière de déductions et d’indemnités de plus-value peut aider les contractants confrontés à des coûts d’exploitation élevés. De manière générale, ces restrictions s’appliqueront aux coûts en capital, comme les coûts de mise en valeur ;

• l’approbation des contrats : le pétrole affecté au recouvrement des coûts n’est pas alloué aux dépenses engagées avant l’approbation de l’APP, ce qui peut retarder le recouvrement des coûts au détriment des paramètres économiques des flux de trésorerie actualisés de l’entrepreneur ;

• la procédure d’audit et de pré-audit : les dépenses font l’objet d’une enquête et sont estimées par rapport aux règles d’amortissement et aux critères des coûts recouvrables définis dans l’APP ou dans le cadre budgétaire applicable. Il est important d’examiner attentivement les dépenses proposées avant qu’elles ne soient réellement engagées. Le processus de pré-audit devrait se dérouler le plus rapidement possible afin d’éviter que les opérations ne soient interrompues par manque de financement ;

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• les majorations de coûts/crédits d’investissement : lorsqu’une décision de recouvrement des coûts a été retardée, le montant de ces coûts peut être majoré d’un facteur d’intérêt convenu en vue d’indemniser l’entrepreneur pour ce retard. Les majorations de coûts et les crédits d’investissement ne sont généralement pas déductibles d’impôt.

(c) Bénéfice en huile

• Le partage des bénéfices en huile entre le gouvernement et l’entrepreneur est complexe, car il implique un partage en proportions inégales. Les dispositions relatives à la participation aux bénéfices pourraient être fixes, négociables ou sujettes à offre. Les premiers APP reposaient sur un pourcentage forfaitaire et fixe du pétrole après recouvrement des coûts, revenant à l’entrepreneur, le solde revenant au gouvernement ou à l’entrepreneur.

• Du point de vue de la SPN, ce mécanisme était inadéquat d’autant plus que les taux forfaitaires ne tenaient pas compte des écarts de profit dus : • à la différence de taille des champs ; • au développement des infrastructures ; • aux progrès technologiques ; • aux changements drastiques des cours du pétrole.

• Cependant, à présent, le bénéfice en huile est lié à certaines méthodes en vertu desquelles les APP modernes reposent souvent sur une échelle mobile liée :

• à la rentabilité du projet, en vertu de laquelle le gouvernement perçoit une part des flux de trésorerie excédant les seuils précisés du taux de rendement interne (TRI) ; ou

• au facteur R, qui est le ratio entre les dépenses cumulées et les revenus cumulés (autrement connu sous le nom de «multiples des investissements» ou de «ratios recettes/coûts»). Les facteurs R sont plus faciles à déterminer et à vérifier que les facteurs de rentabilité.

• Souvent, la part des bénéfices en huile de l’entrepreneur est imposable. L’impôt est prélevé sur la part des bénéfices en huile avant ou après la répartition. Si la part de la SPI n’est pas imposable, alors celle des bénéfices en huile de la SPN sera en règle générale plus élevée.

(d) Pétrole affecté aux impôts

L’entrepreneur sera assujetti à toute loi qui impose l’impôt sur le revenu ou les bénéfices. Dans certains pays, il existe des lois spéciales en matière d’impôt sur le

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revenu pétrolier. La valeur du pétrole affecté aux impôts représente les montants monétaires de l’impôt sur le revenu qui doit être versé à l’État. Le paiement de l’impôt sur le revenu, la livraison du pétrole-redevances et le partage du bénéfice en huile font tous partie des avantages dont un gouvernement bénéficie. Pour assurer la stabilité de l’impôt sur le revenu pendant la durée de l’APP, le gouvernement pourrait «geler» le taux de l’impôt sur le revenu ou négocier un mécanisme contractuel d’ajustement des paiements pour compenser tout effet négatif sur le profit de l’entrepreneur consécutif à toute modification de la loi fiscale.

(e) Les impôts sont généralement calculés selon la méthode standard, à avoir le revenu moins les retenues. L’impôt sur le revenu est généralement appliqué au bénéfice en huile plus la part du bénéfice en huile qu’une SPI perçoit. Plusieurs incitations fiscales peuvent s’appliquer, notamment la possibilité de déduire les coûts et d’amortir les investissements. Les points clés de négociation sont les coûts récupérables et la façon dont l’amortissement peut être effectué.

(f) Paiements de gratifications

Il existe trois types de paiements supplémentaires que le gouvernement est habituellement en mesure de négocier :

• un paiement unique dès la signature de l’APP ;• une somme d’argent payable au cours d’une période à compter de la date de la découverte commerciale ; et• un paiement récurrent, sous réserve de paramètres convenus pour chaque tranche de production.

2.3. Rapprochement d’intérêts

Si la SPN partage le même objectif que l’entrepreneur dans la recherche et l’extraction du pétrole d’une manière optimale, elle ne partage toutefois pas les contraintes économiques et financières de l’entrepreneur puisqu’elle n’est pas tenue d’assurer à ses actionnaires un retour approprié sur ses investissements. Il existe différents critères économiques applicables à chaque partie. Par exemple, lorsque la SPN détient des intérêts, dans le cadre des politiques nationales de fourniture d’énergie, il s’agit de mettre en valeur une découverte de gaz naturel qui est trop petite pour un projet d’exportation mais suffisamment grande pour alimenter le marché local du gaz. Il pourrait s’agir de fournir du gaz à une centrale électrique ou à une industrie située à proximité d’un éventuel champ gazier, de sorte que l’entrepreneur pourrait se voir dans l’obligation de vendre du gaz à des conditions non commerciales, notamment à des prix subventionnés inférieurs à la valeur marchande et payables en monnaie locale.

Pour régler ces questions, les parties devront négocier un terrain d’entente, ce qui est souvent effectué à travers :


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• des dispositions à ses propres risques pour permettre à la SPN de développer à ses propres risques des zones qui ne présentent pas d’intérêt économique pour l’entrepreneur ; et• des options de rachat plus étendues accordant une certaine flexibilité à la SPN et/ou à l’entrepreneur, en lui permettant de racheter des projets à ses propres risques (au-dessous du pair).

L’élaboration d’une matrice des risques entièrement intégrée pour l’ensemble de la chaîne de valeur du projet, sous-tendue par un modèle financier entièrement intégré, aidera les parties à déterminer les positions commerciales durables et la répartition appropriée des avantages et des risques.

2.4. Règlement des différends

Il n’existe pas de consensus universel sur l’application des processus de règlement des différends ou sur un seul texte législatif (faisant remarquer que la Convention des Nations Unies de 2004 sur les immunités juridictionnelles des États et de leurs biens n’est jamais entrée en vigueur). Les mécanismes de règlement des différends disponibles sont donc une combinaison de textes de lois nationaux et/ou régionaux. Les exceptions intègrent généralement l’activité commerciale de l’État, la renonciation expresse ou implicite et les conventions d’arbitrage.

(a) Renonciation expresse

La SPN peut être en mesure de revendiquer l’immunité souveraine. Afin d’atténuer ce risque, les parties peuvent tenter de négocier une renonciation expresse à ce droit. Il est important de s’assurer que la SPN a le pouvoir d’accorder une dérogation en vertu du droit interne, car certaines juridictions, comme la Russie, exigent que la dérogation soit promulguée en droit. Il est également important que les modalités de la renonciation soient aussi précises que possible.

(b) Litiges/médiation/arbitrage

Les mécanismes de règlement des différends pourraient comprendre ce qui suit :

• LitigesLa procédure se déroule généralement selon un ensemble de règles publiées. Normalement, le droit de prendre une ordonnance définitive existe en appel.

• MédiationIl s’agit d’un processus de règlement volontaire dans le cadre duquel un tiers médiateur neutre facilite les discussions de règlement. Cette décision n’est pas contraignante, sauf accord des parties.


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(c) Traités bilatéraux d’investissement (TBI)

Les TBI sont des accords conclus entre deux pays qui comportent des engagements réciproques pour la promotion et la protection des investissements privés réalisés par des ressortissants des signataires sur leurs territoires respectifs. Ces traités établissent les modalités et conditions dans lesquelles les ressortissants d’un pays investissent dans l’autre, notamment leurs droits et leurs protections. Celles-ci sont examinées plus en détail au Chapitre 8.

Points clés :

• Le concept d’accord de partage de la production a été introduit en 1960 par le gouvernement indonésien ;

• En règle générale, un PSA est considéré comme un contrat de risque car il incorpore un programme de production requis ainsi que des engagements de capital minimum ;

• Certains aspects du PSA exigent des négociations lourdes telles que la zone contractuelle et la durée, le programme de travaux d’exploration, la propriété des actifs, les procédures de vente et d’approbation ;

• L’attribution de la production est généralement divisée en huile de redevances, pétrole, huile de coût, pétrole de profit et paiements de primes ;

• La scission entre le pétrole à but lucratif et le coût du pétrole varie et dépend du profil de risque de l’investissement, du rôle du gouvernement dans le développement du domaine et de ses entreprises de financement; les risques politiques et les caractéristiques du champ pétrolier et gazier.


• ArbitrageIl intervient en dehors du système judiciaire, et ce, lorsque les parties saisissent un arbitre ou plusieurs qui est/sont généralement choisi(s) par elles. La décision de l’arbitre ou des arbitres lie les parties et les droits d’appel sont limités ou inexistants.

OPÉRATIONS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES INTERMÉDIAIRES

CHAPITRE 5

1. CONTEXTE DES OPÉRATIONS INTERMÉDIAIRES

2. TRANSPORT DU PÉTROLE ET DU GAZ

3. TRAITEMENT

4. STOCKAGE DU PÉTROLE ET DU GAZ

5. GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ (GNL) VS. GAZ DES GAZODUCS

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Ce chapitre examine le secteur pétrolier et gazier intermédiaire, et les diverses activités qui en font parties. Il fournit des détails sur le transport, la transformation, le raffinage et le stockage du pétrole et du gaz. Il offre également une comparaison détaillée du gaz naturel liquéfié (GNL) et du gaz de pipeline et fournit plus d’informations sur le secteur du GNL.

1. CONTEXTE DES OPÉRATIONS INTERMÉDIAIRES

Le secteur intermédiaire de la chaîne d’approvisionnement en pétrole et en gaz sert d’intermédiaire entre les processus en amont et en aval. À titre d’exemple, le transport du pétrole et du gaz est essentiel pour mettre la composante production de la chaîne de valeur du pétrole et du gaz en rapport avec les marchés industriel et résidentiel. Le secteur intermédiaire développe également une chaîne d’approvisionnement transfrontalière intégrée, permettant l’accès aux marchés transfrontaliers.

La classification des activités intermédiaires peut varier d’un pays à l’autre, mais intègre généralement le traitement, le stockage, le transport et la commercialisation du pétrole, du gaz naturel et des condensats de gaz naturel. Par exemple, l’activité de traitement ou de raffinage est classée comme une activité «intermédiaire» dans certaines juridictions et une activité «en aval» dans d’autres, par exemple au Nigeria, la Politique pétrolière nationale de 2017 classe le raffinage du pétrole et le traitement du gaz comme des activités intermédiaires. Une description détaillée de chaque activité intermédiaire est faite à la section 2 ci-dessous.

2. TRANSPORT DU PÉTROLE ET DU GAZ

2.1. Moyens de transport

Il existe différents moyens de transport du pétrole et du gaz. Les formes les plus couramment utilisées sont les pipelines, le chemin de fer, les routes et les navires. The use of marine vessels negates the geographic restrictions of pipelines and creates new customer markets.


(a) Pipelines

Les pipelines constituent l’épine dorsale de l’industrie puisqu’ils assurent un approvisionnement ininterrompu au débit et à la pression souhaités, de la source de production au point de livraison. Il est possible d’ajouter de la capacité en construisant un pipeline supplémentaire à côté de la canalisation d’origine ou par compression.

L’utilisation des pipelines est généralement plus courante pour le transport par voie routière, bien qu’il existe quelques pipelines sous-marins. Les oléoducs sont souvent utilisés pour transporter le pétrole brut des têtes de puits aux installations de traitement et de raffinage, où le stockage en mer combiné aux installations de chargement des navires offre la possibilité d’accéder à d’autres marchés.

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27 Source: Commission européenne «mécanisme pour l’interconnexion en Europe»: https://ec.europa.eu/INEA/en/Connecting-Europe-Facility.

La plupart des pays ont une législation spécifique régissant les pipelines et les organismes de réglementation spécifiques aux pipelines. Les activités particulières relevant de la réglementation des pipelines intègrent la conception et la capacité, le choix du tracé, la tarification, la sécurité et l’environnement, l’accès des tiers et les normes d’exploitation.

Les pipelines sont généralement commandés et investis par des gouvernements, des syndicats politiques tels que l’Union européenne ou des banques de développement telles que la Banque européenne d’investissement. Le programme «mécanisme pour l’interconnexion en Europe» de l’Union européenne a vu 30,4 milliards d’euros d’investissements dans les infrastructures. Les projets sont souvent supervisés par des fournisseurs de services d’ingénierie et de gestion de projet.

Les pipelines sont généralement exploités et/ou entretenus par des sociétés exploitant des pipelines. Ces entreprises peuvent être des sociétés privées indépendantes, mais elles peuvent également être des coentreprises entre les SPN, les SPI et les gouvernements.

(b) Chemin de fer

Ce mode de transport est considéré comme étant le plus sûr et le plus efficace parmi les modes de transport terrestre. De plus, il a des exigences de coût en capital peu élevées.

(c) Route

Certes, il ne s’agit pas du mode de transport le plus efficient, mais l’utilisation de camions-citernes offre une certaine souplesse permettant d’atteindre les régions éloignées. Les camions-citernes ne sont pas un moyen de transport approprié pour le transfert du pétrole brut et sont souvent sollicités pour la dernière partie du processus de transport.

(d) Navires

Ce moyen de transport intègre l’utilisation de navires-citernes et de barges, y compris les méthaniers. C’est un moyen de transport extrêmement efficace, car une barge-citerne type de 30 000 barils peut transporter l’équivalent de 45 wagons-citernes à environ un tiers du coût.

L’utilisation de navires annule les restrictions géographiques des pipelines et crée de nouveaux marchés de consommateurs.

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2.2. Facteurs à prendre en considération au moment de décider du mode de transport

Le diagramme ci-dessous présente les principales considérations à prendre en compte pour décider du mode de transport approprié.

Le diagramme ci-dessous présente d’autres considérations, en sus de celles décrites ci-dessus, pour décider du mode de transport approprié.


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3. TRAITEMENT

3.1. Les puits de pétrole et de gaz

Les puits de pétrole et de gaz produisent un mélange de composants, notamment du pétrole, du gaz, du condensat, de l’eau, du sel, de l’azote, du dioxyde de carbone, des solides (comme le sable, la saleté, les dépôts calcaires et les produits de corrosion provenant des tubes). Il est donc nécessaire de traiter ces constituants afin de transformer le pétrole et le gaz en hydrocarbures à des fins commerciales.

Le traitement permet également de s’assurer que le pétrole et le gaz sont capables de satisfaire aux spécifications du pipeline avant le transport afin d’éviter d’endommager le pipeline pendant le transport. Le traitement peut être divisé en deux composantes :

2.3. Considérations réglementaires et environnementales

La construction et l’exploitation d’un pipeline exigent le respect de certaines considérations réglementaires et environnementales. Certaines sont énumérées ci-dessous, bien qu’il ne s’agisse pas d’une liste exhaustive :

• Avant de commencer la construction, il sera nécessaire de réaliser une étude d’impact environnemental («EIE») et d’obtenir l’approbation réglementaire de l’autorité environnementale compétente. • Il sera nécessaire d’obtenir et/ou d’examiner les emprises/servitudes existantes par rapport au tracé du pipeline et d’assurer un dédommagement approprié pour l’acquisition de ces droits fonciers. Dans certains cas, il peut s’avérer nécessaire d’exproprier des terres conformément à la législation nationale.

• À la suite d’un rigoureux processus de demande, un permis d’exploitation d’oléoduc et de gazoduc doit être obtenu. D’autres permis peuvent être exigés, notamment en ce qui a trait à la législation applicable en matière d’oléoducs ou à celle connexe en matière de pétrole.

• La construction ne se fait pas en vase clos et les règlements applicables en matière de santé et de sécurité devront être respectés tout au long de la chaîne du projet.

• Les entreprises devront également se prémunir contre la pollution et se conformer pleinement à la législation en matière d’environnement, de santé et de sécurité.

(a) Traitement du gaz

Le pétrole agrégé produit dans divers puits est d’abord recueilli par des lignes de collecte de petit diamètre, qui finissent par acheminer le gaz naturel vers les usines de traitement et les installations de séparation désignées. L’objectif de l’installation de séparation est de séparer le gaz naturel et l’eau du pétrole brut extrait des puits de production.


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Une fois recueilli et séparé, le traitement se fait par l’extraction des liquides de gaz naturel incorporés, l’élimination de la vapeur d’eau et des impuretés, la compression et la déshydratation du gaz naturel ainsi que l’élimination du sulfure d’hydrogène et du dioxyde de carbone.

(b) Raffinage du pétrole

Une raffinerie de pétrole est une usine de transformation industrielle qui convertit et raffine le pétrole brut et d’autres liquides en de nombreux autres produits pétroliers utiles. Le processus est décrit plus en détail à la section 3.2 ci-dessous. Le pétrole représente environ 85 % des produits. Parmi les autres produits, l’on compte l’éthanol, le kérosène, le gaz de pétrole liquéfié (GPL), le mazout de chauffage, les composants des mélanges d’essence et d’autres mazouts.

L’objectif du raffinage est d’accroître la marge de craquage, qui est la différence entre le coût des intrants (pétrole brut et autres coûts) et les prix à la production des produits raffinés.

La gamme de produits dépendra de ce qui suit :

• Le marché

Les raffineries sont habituellement configurées pour fabriquer des produits qui sont plus en demande/de plus grande valeur sur ce marché.

• La spécification de la matière première brute

Le brut léger (moins dense) et le brut non sulfureux ont une part plus élevée de produits légers et de grande valeur comme l’essence, le carburéacteur et le diesel.

• Le processus de raffinage et sa complexité

Les raffineries complexes sont capables d’extraire plus de valeur d’un baril de pétrole.

La gamme de produits fabriqués comprend :

• les distillats légers, tels que le GPL, l’essence/le PMS (essence de première qualité), le naphte léger et le naphte lourd ;

• les distillats moyens, comme le kérosène, le carburéacteur et le diesel ;

• les distillats lourds, comme le mazout lourd, la cire, les huiles lubrifiantes et l’asphalte ;

• d’autres, comme le coke de pétrole.


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3.2. Processus de raffinage du pétrole

Les opérations de raffinage sont complexes et diffèrent d’un endroit à l’autre, mais elles consistent en deux procédés de base visant à séparer le pétrole brut en divers composants de produits. Les étapes du raffinage sont les suivantes :

• La séparation/distillation fractionnée

Il s’agit de chauffer le pétrole brut qui est introduit dans une colonne de distillation et qui permet la séparation en composants pétroliers appelés « fractions ». Les fractions sont séquestrées séparément. Chaque fraction correspond à un type de produit pétrolier différent, en fonction de la température d’ébullition du pétrole. Pendant le processus de distillation, les fractions légères vont vers le haut. Les liquides de poids moyen, comme le kérosène et les distillats, restent au milieu et les liquides plus lourds, appelés gazoles et mazouts, se séparent en allant plus bas dans la tour de distillation, tandis que les fractions les plus lourdes dont le point d’ébullition est le plus élevé se déposent au fond de la tour.

• Conversion

Il s’agit de transformer les fractions plus lourdes en produits plus légers, comme l’essence. Le «craquage» est la méthode de conversion la plus utilisée. On l’appelle «craquage» parce qu’il utilise des fractions chimiques sous pression pour craquer/diviser les molécules d’hydrocarbures lourds en molécules plus légères.

• Traitement

Il s’agit de combiner une variété de flux provenant des unités de traitement pour créer un mélange de produits.


Chaque étape est conçue pour maximiser la valeur ajoutée aux matériaux traités. En général, les raffineries plus simples n’exécuteront que la première étape et celles plus complexes rempliront les deux autres fonctions nécessaires.

3.3. Indice de complexité Nelson (NCI)

Le NCI est un indice de coût pur utilisé pour mesurer la complexité d’une raffinerie par rapport aux autres. Pour ce faire, il compare les coûts et la capacité des diverses usines de valorisation au coût des unités de distillation primaire de brut. Les raffineries seront considérées comme «complexes» (ayant un NCI plus élevé) si elles sont capables de produire des produits plus légers et de plus grande valeur à partir d’un baril de pétrole.

3.4. Emplacement d’une raffinerie

Afin de déterminer l’emplacement idéal pour la construction d’une raffinerie, il faut tenir compte d’un certain nombre de facteurs clés. Il s’agit notamment des suivants :

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• Approvisionnement en pétrole brut

Disponibilité et proximité de l’infrastructure pipelinière et des ports.

• Évacuation des produits

Proximité des pipelines d’évacuation, des terminaux de distribution et des ports,

• Fourniture d’électricité

Disponibilité de l’énergie nécessaire au fonctionnement de la raffinerie

• Distance par rapport aux zones résidentielles

• Colocation

De nouvelles raffineries sont installées à proximité de celles existantes pour partager l’infrastructure.

3.5. Étude de cas de raffinage : Nigéria

La nouvelle économie nigériane est largement tributaire des importations de produits raffinés, malgré l’existence de réserves considérables de pétrole brut. Au Nigeria, parmi les obstacles à tout investissement potentiel, figurent la fixation des prix, la limitation de l’infrastructure avec un réseau de pipelines insuffisant ainsi que les risques liés à la disponibilité et à la convertibilité des devises. Le Nigeria compte actuellement cinq raffineries, dont quatre appartiennent à l’État.

Ces raffineries ont été construites dans les années 80 et fonctionnent actuellement à un taux de 15 à 25 % d’utilisation de leurs capacités. Le gouvernement nigérian est actuellement en pourparlers avec des investisseurs pour financer la réhabilitation des raffineries dans le but d’atteindre une capacité de 90 %. Une nouvelle raffinerie d’une capacité de 650 000 b/j est en cours de construction et devrait être achevée en 2022. Ce projet est parrainé par le groupe Dangote et financé par une combinaison de prêteurs internationaux, d’agences de crédit à l’exportation et d’institutions de financement du développement.

4. STOCKAGE DU PÉTROLE ET DU GAZ

4.1. Principes du stockage

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4.2. Méthodes de stockage du pétrole

Les méthodes de stockage du pétrole intègrent les cuves, les cavernes souterraines et les unités flottantes de stockage et de déchargement («FSO»). En ce qui concerne l’utilisation des cuves, il en existe une variété de disponible, telle que les cuves de stockage flottant, les cuves à toit ouvert, les cuves à toit fixe et les cuves à toit flottant.

Les FSO conviennent aux endroits éloignés en eau profonde, car elles éliminent la nécessité de poser des pipelines coûteux sur de longues distances. Elles sont également flexibles et peuvent être déplacées vers un nouvel emplacement une fois le champ asséché, mais elles n’ont pas la capacité de traiter le pétrole ou le gaz.

Parmi les méthodes de stockage alternatives aux FSO, figurent :

• les navires flottants de production, de stockage et de déchargement («FPSO»). Les FPSO sont couramment utilisés pour la production en mer dans des endroits qui disposent de peu d’infrastructures existantes. Ils servent d’installations de collecte, de traitement et de stockage des fluides produits par les puits sous-marins. Le pétrole brut est ensuite traité à l’aide d’équipements sur le pont du navire, où les fluides sont stockés dans la coque du navire avant d’être déchargés vers des pipelines, barges ou navires. Le gaz naturel produit peut être acheminé à terre par gazoduc ou brûlé à la torche si aucun gazoduc n’est disponible ;

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4.3. Méthodes de stockage du gaz

Lorsqu’on examine les méthodes de stockage du gaz, il est important de comprendre la terminologie suivante :

• Capacité totale de stockage de gaz

Volume maximal de gaz naturel pouvant être stocké dans une installation souterraine.

• Total du gaz stocké

Volume de gaz dans l’installation à une période donnée.

• Gaz de base (gaz coussin)

Volume de gaz naturel destiné à être conservé en permanence dans un réservoir de stockage, afin de maintenir une pression adéquate (aux fins de productibilité) pendant toute la saison de soutirage.

• Capacité utile de stockage

Capacité totale de stockage de gaz moins le gaz de base.

•Taux de production soutirable

Une mesure de la quantité de gaz (qui peut être soutirée d’une installation de stockage sur une base quotidienne).

• Capacité/taux d’injection

Quantité de gaz qui peut être injectée dans une installation de stockage sur une base quotidienne.


• les unités flottantes de stockage et de regazéification («FSRU»). L’utilisation des navires FSRU est relativement récente. Les FSRU peuvent être conçues soit en tant qu’unité distincte à bord d’un méthanier, soit en convertissant un ancien méthanier en une unité indépendante. Une FSRU peut être déplacée d’un endroit à un autre ;

• les unités flottantes de production de gaz naturel liquéfié («FLNG»). Le navire FLNG peut être utilisé pour produire, liquéfier, stocker et transférer du GNL (et éventuellement du GPL et du condensat) en mer avant de le distribuer sur les marchés. La première installation FLNG de production de GNL achevée au monde est la PFLNG Satu, située dans le champ gazier de Kanowit, au large des côtes du Sarawak, en Malaisie.

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Le gaz naturel est généralement stocké dans des installations souterraines, telles des réservoirs asséchés, des cavernes de sel et des aquifères.

Les réservoirs de champs asséchés sont des formations de réservoirs de champs de gaz naturel ayant produit tout leur gaz économiquement récupérable. Cette méthode de stockage tire parti des puits, des réseaux de collecte et des raccordements pipeliniers existants.

Le besoin en gaz de base/gaz coussin concernant un réservoir de champ asséché représente environ 50 % de la capacité totale de gaz. Le gaz de base/gaz coussin est le volume de gaz qui sert d’inventaire permanent dans un réservoir de stockage pour maintenir une pression adéquate et les taux de production soutirable de gaz requis. Le gaz de base/gaz coussin reste toujours dans le réservoir de stockage. Le besoin en gaz de base/gaz coussin est assujetti aux paramètres de conception technique du réservoir de stockage et aux exigences d’exploitation requises, d’ordinaire près de 33 % de la capacité totale du réservoir de stockage.

Les parois d’une caverne de sel sont solides et imperméables aux gaz pendant toute la durée de vie du stockage du gaz. Les besoins en gaz de base/gaz coussin pour un projet de production de sel représentent généralement environ 33 % de la capacité totale du gaz. Les aquifères sont des formations rocheuses poreuses et perméables qui servent de réservoirs naturels d’eau convertibles en réservoirs de stockage de gaz naturel. Les aquifères ne conviennent au stockage du gaz que si la formation de roches sédimentaires contenant de l’eau est recouverte d’une roche couverture imperméable. Les besoins en gaz de base/gaz coussin d’un aquifère, par opposition à ceux d’un réservoir asséché, sont habituellement fixés à un taux allant jusqu’à 80 % de la capacité totale du gaz.

Parmi les autres méthodes de stockage possibles, l’on compte :

• les cuves de stockage de GNL

Composées de cuves cryogéniques qui peuvent être terrestres ou flottantes.

• la capacité des gazoducs

Fournit un stockage temporaire par le biais d’un processus appelé « stockage en conduite ». Le stockage en conduite consiste à injecter plus de gaz dans le gazoduc en augmentant la pression du gazoduc.

• les gazomètres

Il s’agit d’un stockage en surface, principalement pour équilibrer l’approvisionnement en gaz, et non d’une solution de stockage à long terme.

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5. GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ (GNL) VS. GAZ DES GAZODUCS

5.1. Qu’est-ce que le GNL ?

Le gaz naturel liquéfié («GNL») est un gaz naturel qui a été refroidi à l’état liquide pour en faciliter et sécuriser le stockage et le transport hors pression. Le GNL a été conçu pour surmonter les contraintes des gazoducs.

Le GNL représente environ 1/600e du volume de gaz naturel. La chaîne de valeur du GNL est constituée d’un complexe de réfrigération muni d’une interface maritime. Le GNL est chargé dans des navires spéciaux équipés de cuves cryogéniques pour le transport maritime vers des marchés de clients désignés. Les terminaux de réception du GNL reçoivent, stockent et regazéifient le GNL. Le terminal de réception de GNL peut être sur terre ferme ou flottant.

Le commerce du GNL a commencé au début des années 1960, avec des pays riches en ressources, comme l’Algérie qui expédie du GNL au Royaume-Uni et comme Abu Dhabi qui en expédie au Japon.

Au fur et à mesure que le marché du GNL a commencé à se développer, les marchés régionaux se sont développés indépendamment les uns des autres, en raison du coût élevé du transport du gaz naturel. Les deux régions distinctes de commercialisation du GNL étaient la région Asie-Pacifique et la région du bassin atlantique. Les deux régions étaient largement distinctes, avec des fournisseurs, des accords de tarification, des structures de projet et des conditions uniques jusqu’à ce que le Qatar se mette à faire des exportations vers les deux régions au milieu des années 90. Récemment, avec l’intensification du commerce interrégional, la démarcation entre ces deux régions distinctes a commencé à disparaître.

Si auparavant l’industrie du GNL était quelque peu entravée par le manque de méthaniers accessibles, le coût de construction d’un navire a toutefois considérablement baissé, ce qui a permis la construction d’un plus grand nombre de méthaniers. Depuis le début du commerce du GNL dans les années 1960, l’industrie a connu une croissance substantielle grâce aux progrès technologiques.


5.2. Processus et chaîne de valeur du GNL

Le processus et la chaîne de valeur du GNL sont décrits dans le schéma ci-dessous :

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Une fois le gaz naturel découvert et extrait du puits, il est converti à l’état liquide via le processus de liquéfaction, qui permet de créer le GNL par la technologie du refroidissement du gaz naturel à -163°C pour le faire passer de l’état gazeux à un état liquide. Ce procédé réduit son volume d’environ 600 fois, ce qui rend le transport du gaz naturel plus économique.

La réduction du volume permet des alternatives au transport par gazoduc. Les principaux modes de transport disponibles pour le GNL sont le transport par voie maritime et terrestre et, dans certains endroits, le transport ferroviaire.

Les méthaniers sont une combinaison de conception de navires conventionnels avec des matériaux spécialisés et des systèmes avancés pour la manutention de cargaisons cryogéniques. La flotte mondiale de transport de GNL est actuellement de l’ordre de 600 navires. Actuellement, seulement 499 navires sont en service et 101 navires font l’objet de commande. Les nouvelles commandes de construction au début de 2018 ont été soutenues par les prix compétitifs des chantiers navals. À titre d’exemple, Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering ont reçu des commandes pour quatre navires d’un coût unitaire d’environ 183 millions de dollars EU (10 % de moins par rapport aux prix pratiqués en 2015).

Les camions transportent les conteneurs cryogéniques vers le marché désigné. Plusieurs juridictions réglementent actuellement le transport du GNL par camion, notamment, mais sans s’y limiter, les États-Unis, le Japon, la Corée, le Royaume-Uni, la Norvège, l’Allemagne, la Belgique, l’Espagne, le Portugal, la Chine, le Brésil, la Turquie et l’Australie.Une fois que le GNL arrive à destination, il est ensuite reconverti à l’état gazeux dans une usine de regazéification (regazéification). Le diagramme ci-dessous décrit le procédé de la regazéification :

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La regazéification a lieu dans les terminaux méthaniers. Ces installations de regazéification peuvent être à terre ou en mer. Les usines flottantes sur barge ont l’avantage de pouvoir être remorquées en direction de nouveaux sites en mer, ce qui leur confère une flexibilité d’adaptation aux changements de l’environnement commercial.

Le processus de regazéification implique l’élévation de la température du GNL au-dessus de 0°C. Ce résultat est obtenu grâce à l’utilisation de différents types de vaporisateurs :

• Vaporisateurs à ruissellement d’eau (ORV)

Utilise la chaleur de l’eau de mer pour regazéifier le GNL.

• Vaporisateurs à combustion submergée (SCV)

Brûle le gaz naturel produit par le terminal méthanier, puis fait passer les gaz chauds dans un bain-marie contenant des conduites de GNL.

• Vaporisateur de fluide intermédiaire (IFV)

Deux niveaux d’échange thermique. Une source de chaleur, comme l’eau de mer, chauffe un fluide intermédiaire, tel le propane, en vue de chauffer et regazéifier le GNL. La vaporisation par fluide intermédiaire (IFV) empêche le gel et réduit les risques d’encrassement.

• Vaporisateurs d’air ambiant

Utilise la chaleur de l’air pour regazéifier le GNL.

Les terminaux méthaniers fournissent quatre procédés principaux :

• Réception et déchargement du GNL des navires• Stockage ou mise en cuve du GNL• Compression et regazéification• Transmission

Le gaz peut ensuite être distribué sur le marché où les consommateurs résidentiels et commerciaux reçoivent le gaz naturel provenant des services publics locaux de distribution de gaz, aux fins d’utilisation quotidienne ou sous forme d’électricité. Le commerce du GNL représente environ 10 % du commerce du gaz et les prévisions indiquent que les activités de GNL s’accroîtront, au cours des 20 prochaines années, à un rythme environ deux fois plus rapide que celui du commerce du gaz en général.

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Points clés :

• Le secteur intermédiaire de la chaîne d’approvisionnement en pétrole et en gaz est un conduit entre les processus en amont et en aval ;

• La classification des activités intermédiaires varie, mais comprend généralement le traitement/raffinage, le stockage, le transport et la commercialisation du pétrole, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel ;• Le GNL a été développé comme une alternative au gaz de pipeline en raison de contraintes de pipeline ;

• Une fois que le GNL est extrait, il est transformé en état liquide, ce qui permet l’utilisation d’alternatives au transport par pipeline, comme par mer, camion et parfois rail ;

• La regazéification se produit aux terminaux GNL et est ensuite distribuée sur le marché.

1. SECTEUR DES OPÉRATIONS EN AVAL

2. QUESTIONS DE RÉGLEMENTATION

3. COMMERCIALISATION DU PÉTROLE

4. APERCU DES CONTRATS DE VENTE DE GAZ (CVG)

5. APERÇU D’UN CONTRAT DE VENTE ET D’ACHAT DE GNL

OPÉRATIONS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES EN AVAL

CHAPITRE 6

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Le secteur pétrolier et gazier en aval est décrit dans ce chapitre, y compris une liste des produits en aval ainsi que les questions réglementaires liées aux transactions dans ce secteur. Le marché du négoce pétrolier est également décrit, avec une description des contrats, des acteurs clés et des prix. Une vue d’ensemble des accords de vente de gaz est fournie, y compris les principales dispositions et composantes de ces types d’ententes. Ces accords sont comparés aux accords d’achat de GNL, dont les diverses dispositions sont également discutées.

1. SECTEUR DES OPÉRATIONS EN AVAL

En règle générale, le pétrole et le gaz sont transportés dans le cadre du secteur des opérations intermédiaires vers le secteur des opérations en aval, où il existe un certain nombre de points de livraison appropriés pour le transport du pétrole et du gaz. Le secteur des opérations en aval se concentre spécifiquement sur la préparation et la fourniture d’un produit au client final, que ce soit par le biais de la distribution, de la commercialisation, du commerce ou par le stockage au détail de ces produits.

Le secteur des opérations en aval se compose de divers types de produits raffinés qui sont distribués ou commercialisés à différents clients finaux en fonction de l’utilisation du produit. Par exemple, le produit peut être transporté vers des stations-service de détail, des stations d’essence, des aéroports, des pipelines de distribution ou des bouteilles de gaz. La liste suivante de produits et de leurs utilisations donne un aperçu de la variété des produits et de leurs utilisations :

• Essence/Carburant de premier choix pour moteur : utilisé comme carburant pour les moteurs à combustion interne, comme dans les véhicules, les générateurs électriques, les compresseurs, etc.

• GPL (gaz de pétrole liquéfié), par exemple propane et butane : utilisé pour la cuisine, le chauffage, comme réfrigérant et carburant pour véhicules.

• Kérosène (également appelé carburéacteur, paraffine, carburant de turbomoteur) : utilisé pour la cuisine, comme carburant pour moteurs à réaction, pour le chauffage, l’éclairage, etc.

• Diesel : utilisé comme carburant pour les véhicules et les moteurs à combustion externe.

• Huiles lubrifiantes : utilisées comme lubrifiant, comme huile pour moteur, pour prévenir la corrosion et la rouille.

• Cire de paraffine : utilisée comme lubrifiant, comme intrant dans la fabrication de bougies, comme cire.

• Mazout lourd : utilisé pour le chauffage domestique, carburant pour navires et camions, carburant pour centrales électriques et groupes électrogènes.

• Asphalte / bitume : utilisé comme revêtement pour les routes non revêtues, pour l’imperméabilisation des produits d’étanchéité des toitures.

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• Produits pétrochimiques (benzène, toluène, xylènes, naphtalène, etc.) : utilisés comme matière première dans la production d’engrais, de cires, d’agents de polissage, de détergents, d’additifs alimentaires, de colorants, de bouteilles en plastique, etc.

• Goudron : utilisé pour désinfecter, sceller les toits et les coques des navires.

2. QUESTIONS DE RÉGLEMENTATION

Compte tenu de la nature du secteur des opérations en aval, notamment les différentes utilisations des produits et les zones géographiques où ils sont distribués et commercialisés, certaines questions réglementaires doivent être prises en compte dans toute transaction. Les questions suivantes sont les plus fréquemment rencontrées, bien que cette liste ne soit pas exhaustive.

• Licences et permis : différentes licences et permis seront requis en fonction de l’usage auquel est destiné le produit, par exemple pour l’importation, le stockage, la distribution au détail, etc. Les licences et permis seront généralement requis avant d’entreprendre toute activité en aval, de sorte que les exigences et le délai d’obtention des approbations devront être soigneusement vérifiés.

• Conformité commerciale : selon l’endroit où le produit est situé ou la juridiction d’où il sera exporté/vers laquelle il sera importé, certains régimes de contrôle à l’exportation et de sanctions devront être respectés, notamment tout régime douanier des juridictions concernées. Dans de nombreux cas, un permis d’exportation peut être exigé. Il faudra également tenir compte des zones de libre-échange/zones économiques exclusives.

• Évaluation d’impact environnemental et autres considérations environnementales : en fonction de l’usage qui sera fait du produit et de son emplacement, une évaluation d’impact environnemental peut s’avérer nécessaire. Celle-ci déterminera généralement si les produits sont nocifs ou si certaines restrictions doivent être imposées à leur utilisation ou à la quantité/aux caractéristiques des produits.

• Réglementations anti-corruption : le marché du pétrole et du gaz peut être un marché à haut risque et politiquement sensible dans certaines juridictions. Certaines juridictions disposeront de réglementations anti-corruption strictes afin d’éviter des fluctuations importantes sur le marché. Toute réglementation anti-corruption applicable devra être respectée.

• Exigences locales en matière de constitution en personne morale : certains pays auront des exigences locales en matière de constitution en personne morale pour l’utilisation ou l’importation de produits dans leur juridiction, notamment toute autre ressource ou tout autre service associé aux produits qui sont fournis. Par exemple, il peut être exigé que seul un certain pourcentage des produits soit importé afin de permettre une commercialisation équitable des produits et ressources locaux.

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3. COMMERCIALISATION DU PÉTROLE

3.1. Contrats commerciaux et acteurs clés

Ce ne sont pas tous les produits commercialisés qui parviennent directement au client final, certains produits faisant partie du marché d’échange. En général, les contrats commerciaux prennent deux formes :

Parmi les autres questions réglementaires à prendre en compte, l’on compte les suivantes :

• Réglementation des cours ;

• Santé et sécurité ;

• Assurance ;

• Règlement sur la compétition ;

• Importations et transferts de capitaux ; et

• Réglementation en matière de cabotage (droit de transporter des marchandises ou des passagers entre deux endroits dans un même État par un transporteur d’un autre État).

• Contrats au comptant

Dans le cadre d’un contrat au comptant, le pétrole brut est négocié immédiatement, avec livraison et paiement instantanés. Une seule cargaison de pétrole peut être négociée jusqu’à dix fois entre le moment où elle quitte un pays producteur et celui où elle arrive au port.

• Contrats à terme

Un contrat à terme est un accord conclu entre deux parties pour l’achat et la vente d’une quantité déterminée de pétrole brut. Le prix du pétrole brut est convenu à l’avance, la livraison et le paiement devant avoir lieu à une date ultérieure déterminée. Les principaux marchés à terme du pétrole brut sont le New York Mercantile Exchange (NYMEX) et l’Intercontinental Exchange (ICE). Ces marchés d’échange sont dominés et influencés par les gros négociants en pétrole. Les principaux acteurs actuels sont :

• Vitol Group, fondé aux Pays-Bas et dont le siège se trouve en Suisse, qui est impliqué dans la commercialisation physique du pétrole ;

• Glencore International, coté en Bourse de Londres et dont le siège social est en Suisse, qui se concentre sur la commercialisation des métaux et des minéraux, de produits énergétiques et agricoles ;

• Cargill, fondé et basé aux États-Unis, qui se concentre sur des domaines tels

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que l’agro-industrie, le commerce de l’énergie, les applications aux viandes et ingrédients alimentaires, la production de biocarburants, les produits de nutrition animale et les produits industriels ;

• Trafigura, dont le siège est en Suisse mais légalement enregistré à Singapour, qui se concentre sur les produits tirés du pétrole brut, les métaux non ferreux, les concentrats ainsi que sur le commerce et le transport de métaux raffinés ;

• Koch Industries, fondé et basé aux Etats-Unis, qui met l’accent sur le raffinage et le transport du pétrole, les produits pétrochimiques, la foresterie et le papier, et l’élevage ; • Gunvor International, dont le siège est en Suisse, mais légalement immatriculés à Chypre, qui se concentre principalement sur la commercialisation du pétrole; et• Mercuria Energy Group, fondé et basé en Suisse, qui commercialise du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés, du gaz naturel, de l’électricité, du charbon, du biodiesel, des émissions de carbone, des métaux de base et des produits agricoles.Cependant, cette liste n’est pas exhaustive et les acteurs clés changent constamment en fonction des fluctuations du marché.

3.2. Connaissement

Dans le cadre du processus commercial international, un connaissement (BoL) est généralement émis. C’est un document délivré par un transporteur pétrolier, qui détaille une expédition de marchandises et en accorde le titre de propriété à une partie déterminée. Il fournit également une preuve de l’expédition des marchandises. Cela permet aux marchandises d’être échangées en mer et déclenche les mécanismes de paiement en vertu des contrats de vente et des contrats de soutien au crédit de sorte que la livraison des marchandises puisse être effectuée.

3.3. Facteurs déterminant les prix

Le prix du pétrole peut varier considérablement. Le contrat au comptant repose sur un prix ; au moment où la marchandise est négociée, qui est déterminé par le marché. En revanche, le contrat à terme standardisé est fondé sur un prix fixe au taux en vigueur le jour où le contrat est conclu.

Il existe un certain nombre de facteurs qui déterminent fortement la tarification du pétrole. Par exemple, le prix reposera sur l’offre et la demande, qui sont largement influencées par la façon dont les négociants interprètent le marché, par exemple s’ils pensent que la demande du produit va augmenter ou baisser avec le temps. Le prix est également déterminé par les risques géopolitiques, qui peuvent le faire baisser ou augmenter de manière drastique en fonction de l’actualité et des décisions prises dans les principaux pays producteurs de pétrole tels que les États-Unis ou l’Arabie Saoudite.

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Le pétrole brut est généralement négocié en dollars des États-Unis et le prix sera donc déterminé en fonction de la valeur en dollars des États-Unis. Parmi les autres facteurs qui déterminent le prix, on peut mentionner les sentiments et la psychologie du marché, ainsi que les ententes conclues, par exemple, par l’OPEP. Étant donné que l’OPEP contrôle 40 % de la fourniture mondiale de pétrole, elle a tendance à influencer la détermination des prix des produits pétroliers. Récemment, le marché a démontré qu’avec la hausse de la production des pays non membres de l’OPEP, l’influence de l’OPEP sur les prix est en baisse.

Étant donné que le prix du pétrole est tributaire d’un certain nombre de facteurs, qui font qu’il est sujet à des fluctuations, dans le contrat de vente de gaz, il faut examiner de près la formule de tarification et les clauses de révision du prix. Ce point est traité plus en détail à la section 4.1 ci-dessous.

4.APERCU DES CONTRATS DE VENTE DE GAZ (CVG)

4.1. Dispositions clés du CVG

Le CVG régit la vente et l’achat de gaz naturel, la livraison étant en général effectuée dans un réseau de gazoducs ou vers certaines installations, par exemple les centrales électriques ou les centrales connexes alimentées au gaz naturel liquéfié. Le contrat a tendance à être équilibré en termes d’obligations entre l’acheteur et le vendeur, plutôt que de favoriser une partie, dans la mesure où l’accent est mis sur le fait pour les parties d’opérer un choix entre un éventail de traitements de problèmes communs.

L’Association internationale des négociateurs de pétrole a élaboré un modèle de CVG qui vise à équilibrer les obligations entre l’acheteur et le vendeur tel que mentionné ci-dessus. Il existe des dispositions clés du CVG qui devraient être examinées minutieusement par chaque partie, tel qu’indiqué ci-dessous.

(a) Dates clés

Le CVG se décline en périodes distinctes assorties de divers droits et obligations associés à chaque date clé. Le diagramme ci-dessous illustre l’interaction de ces périodes.

La date d’entrée en vigueur fait référence à la date à laquelle les conditions suspensives ont été soit remplies, soit satisfaites et à la date à laquelle la construction de l’installation peut démarrer. Au cours de la période de mise en service, les parties testeront les nouvelles installations. Une fois la date de démarrage atteinte, le vendeur sera tenu de fournir le gaz conformément aux propositions de l’acheteur. Il est possible de fixer la date de démarrage lors de la signature du CVG et d’imposer des dommages et intérêts pour défaut de respect de la date de démarrage dans le délai prescrit. Il est également possible pour les parties de convenir de reporter la date de démarrage jusqu’à ce que la construction atteigne une certaine phase, connue sous le nom de mécanisme de fenêtre.

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(b) Vendeurs

Le CVG peut être conclu entre de multiples vendeurs. Chaque vendeur assumera la responsabilité de l’exécution de ses obligations en vertu du CVG à concurrence de sa part de gaz fourni.

En règle générale, l’un des vendeurs sera désigné comme représentant de tous les vendeurs et se chargera de coordonner les désignations et de réceptionner les avis. La définition claire de la compétence du représentant des vendeurs dans le CVG revêt une grande importance.

(c) Types de contrats

L’on a couramment recours aux contrats portant sur l’épuisement des réserves lorsqu’il existe un champ gazier dédié à l’acheteur. Les quantités contractuelles sont basées sur des réserves économiquement exploitables et il n’est fait au vendeur aucune obligation de constituer des réserves additionnelles pour acquitter son obligation de fourniture.

En revanche, dans le cadre d’un contrat de fourniture, le vendeur s’engage à fournir une quantité spécifique de gaz au cours d’une certaine période. Le vendeur a l’obligation de constituer des réserves additionnelles si la source d’approvisionnement initiale est insuffisante.

Le type de contrat à conclure devra faire l’objet d’un examen minutieux et dépendra des objectifs que chaque partie cherche à atteindre et de la nature de la transaction.

(d) Fixation des prix contractuels

Il est dans l’intérêt du vendeur que le prix du gaz demeure certain et lui permette de recouvrer ses coûts en capital et d’exploitation, ainsi qu’un retour raisonnable sur son investissement. Par ailleurs, l’acheteur fera tout pour s’assurer que le prix du gaz demeure compétitif par rapport au prix en vigueur sur le marché pour les combustibles concurrents tout au long de la durée du CVG.

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Le mécanisme de fixation du prix contractuel est en général négocié à fond dans le CVG. Il peut être référencé sur les prix déclarés pour le gaz négocié sur les marchés parvenus à maturité ou pourrait représenter un prix de base convenu qui est périodiquement indexé par référence à une formule convenue. Le CVG pourrait conférer à l’une ou l’autre partie le droit de solliciter de manière périodique une révision du prix. Cette pratique est souvent envisagée lorsque la formule de tarification convenue est susceptible de ne plus refléter de manière adéquate les conditions du marché dans un proche avenir. Dans les situations de révision du prix, le CVG devrait tenir compte des paramètres de la révision, de la fréquence de la révision, des informations devant être prises en compte dans la révision et des conséquences qui s’ensuivent lorsque les parties ne parviennent pas à un accord sur un prix révisé.

Un autre mécanisme de fixation des prix est l’engagement de «prise ferme». Un engagement de «prise ferme» fait référence à l’obligation faite à l’acheteur de prendre ferme ou, faute d’enlèvement, de payer pour une quantité minimale de gaz dans un délai spécifié. Cette démarche garantit les volumes que l’acheteur paiera, fournit au vendeur une source de revenus sûre et aide le vendeur à obtenir le financement du projet. L’engagement sera en principe exprimé en pourcentage de la quantité contractuelle annuelle, sous réserve des ajustements à apporter aux quantités non livrées (déficit), de la survenance d’un cas de force majeure et de maintenance.

4.2. Transfert de titre de propriété, de garde et de risque

(a) Transport par gazoduc

Le diagramme ci-dessous illustre le transfert de propriété, de garde et de risque lorsque le gaz doit être transporté par gazoduc. Le transfert de propriété et de risque du gaz est effectué en passant du vendeur à l’acheteur à la frontière physique entre les juridictions comme indiqué sur le schéma et la garde du gaz sera transférée au point de livraison.

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• aux installations du vendeur au moyen d’un contrat franco à bord («FAB»). En vertu du contrat FAB, le vendeur fournit le pétrole brut, le produit pétrolier ou le GNL à une installation d’enlèvement, où tous les coûts de chargement visant à mettre le produit à bord ont été payés. Toutefois, l’acheteur assume la responsabilité de l’expédition et de l’assurance du fret ; ou

• aux installations de l’acheteur, où ce dernier est livré à un point de livraison convenu. Le vendeur supporte tous les risques et coûts de livraison de la marchandise jusqu’au point de livraison.

4.3. Quantités

Il existe diverses quantités de gaz négociées dans un CVG, comme l’indique le diagramme ci-dessous. L’acheteur cherchera habituellement à s’assurer qu’il y a suffisamment de marge de manœuvre lui permettant de gérer sa demande en aval, de réduire au minimum ses obligations en vertu du CVG, de garantir un approvisionnement fiable et de faire en sorte que le marché du gaz soit adapté aussi étroitement que possible au gaz fourni.

Le vendeur doit s’assurer qu’il identifie la quantité de gaz qu’il espère fournir pendant la durée du contrat et qu’il cherchera à restreindre le niveau de flexibilité accordé à l’acheteur, à s’assurer que le coût est répercuté sur l’acheteur et à réduire au minimum son propre risque de défaut de fourniture du gaz.

(b) Transport par voie maritime

Le diagramme ci-dessous illustre le transfert de propriété, de garde et de risque qui intervient lorsque le gaz doit être transporté par voie maritime. Le transfert de propriété et de risque du gaz est effectué en passant du vendeur à l’acheteur, à la frontière physique entre les juridictions, comme indiqué sur le schéma et la garde du gaz sera transférée au point de livraison de l’une des deux manières suivantes :

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Les composantes essentielles à prendre en compte dans un CVG sont les suivantes :

• Excédent de gaz : L’excédent de gaz est le gaz requis par l’acheteur au-delà de la quantité contractuelle journalière maximale convenue. L’obligation du vendeur d’effectuer une livraison à l’acheteur au-delà de la quantité contractuelle journalière maximale convenue est généralement limitée à une exigence «d’efforts raisonnables». Le vendeur n’est pas tenu de fournir d’excédent de gaz et n’assume donc pas de responsabilité en cas de défaut de livraison. Toutefois, le vendeur sera incité à le faire, car l’excédent de gaz est habituellement vendu à un prix supérieur au prix contractuel.

• Gaz de compensation : Il s’agit du gaz que l’acheteur a payé en vertu de l’obligation de prise ferme, sans pour autant recevoir le gaz. L’acheteur sera en droit de désigner et recevoir le gaz à un moment ultérieur au cours de la durée du CVG. Il est d’usage d’inclure un délai pour la fourniture de gaz de compensation, par exemple en prévoyant une limite à la demande de gaz de compensation au cours d’une année, par exemple, un pourcentage de la quantité contractuelle annuelle. Le CVG devrait également réglementer les conséquences liées au gaz de compensation en attente après la résiliation du CVG.

• Gaz manquant : il s’applique lorsque le vendeur fournit du gaz au-dessous de la quantité désignée et l’acheteur peut demander certaines réparations pour combler le manque à gagner. Les recours dont dispose l’acheteur en cas de manque à gagner sont une indemnisation en espèces, le droit de se procurer un combustible de remplacement et d’être remboursé par le vendeur ou de demander un rachat à escompte. Toutefois, des exclusions sont disponibles dans l’intérêt du vendeur, notamment :

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• si le gaz a été fourni mais n’a pas été pris par l’acheteur ; ou •lorsque le gaz n’a pas été livré au cours de la période de mise en service ou en raison d’une maintenance programmée ou d’un cas de force majeure. Un déficit sera également évité si du gaz de compensation est fourni.

4.4. Autres composantes essentielles du CVG

Il existe un certain nombre d’autres composantes essentielles qui constituent le CVG et qui devraient être prises en compte par les divers acteurs, par exemple les équipes commerciales et techniques. Ces composantes intègrent ce qui suit :

• Spécifications du gaz : Le gaz doit être conforme aux spécifications contractuelles convenues, qui doivent être examinées par les équipes techniques. Dans l’éventualité où le gaz livré ne répondrait pas aux spécifications définies dans le CVG («Gaz hors spécification »), les recours suivants seront à la disposition de l’acheteur :

• le droit de rejeter le Gaz hors spécification et, si tel est le cas, la quantité hors spécification équivaudra au gaz manquant ;

• si le Gaz hors spécification est accepté, le paiement du gaz sera effectué à escompte ;

• une indemnisation contre toute perte subie en raison de dommages matériels causés aux installations de l’acheteur et du transporteur, notamment les frais de dédouanement et de nettoyage des installations, à condition que cette indemnisation ne s’applique pas lorsque du Gaz hors spécification est pris en connaissance de cause.

• Résiliation : Les cas de résiliation anticipée devraient intégrer l’omission persistante de livrer la quantité contractuelle, une violation grave des obligations, l’insolvabilité, l’omission prolongée de prise du gaz et une force majeure prolongée.

• Passif : En ce qui concerne les questions générales liées au passif, telles que les réclamations de tiers qui ne sont pas déjà couvertes par le CVG ou par une couverture d’assurance, les recours prévus par le CVG sont habituellement exclusifs et exhaustifs. Le CVG devrait prévoir un plafond imposé au passif cumulatif total.

• Force majeure : La définition acceptée de la force majeure devrait couvrir toutes les considérations locales, telles que les troubles politiques (en fonction des obligations respectives) et toute dérogation à accorder. La survenance d’un

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5. APERÇU D’UN CONTRAT DE VENTE ET D’ACHAT DE GNL

5.1. Qu’est-ce qu’un contrat de vente et d’achat (CVA) de GNL ?

Contrairement au CVG, qui couvre généralement la livraison de gaz par gazoduc, le CVA de GNL couvre le processus de fourniture et/ou de liquéfaction du gaz en amont, l’expédition et la regazéification en aval et les éléments de vente du gaz dans la chaîne du GNL.

En vertu du CVG, la livraison du gaz est garantie en raison du transport assuré par le biais gazoduc, où le gaz constitue le produit final qui arrive. Toutefois, pour la livraison du GNL, cette situation dépend de chaque expédition et le produit final qui arrive devra être regazéifié. Il n’existe donc pas de modèle de CVA de GNL en raison de la diversité des acteurs impliqués dans la fourniture et la prise, des différents modèles commerciaux utilisés (vente à des tierces parties ou vente de fonds propre/prises fermes effectuées par des filiales), de la variété des marchés de gaz approvisionnés en GNL (liquide, libéralisé et non liquide ou classique) et des changements réglementaires touchant les marchés locaux du gaz.

5.2. Dispositions clés

Certes, il n’existe pas de modèle de CVA de GNL disponible, mais il existe dans chaque CVA de GNL certaines dispositions clés dont il faut avoir connaissance, à savoir :

événement ou d’une circonstance qui rendra l’exécution d’un CVG non rentable ou irréalisable du point de vue commercial n’est pas considérée comme étant un cas de force majeure. Les pannes ou défaillances de tout équipement causées par l’usure normale ou le manque d’entretien de l’équipement sont également exclues de la définition.

• Taux de change : Le mécanisme de taux change doit faire l’objet d’un accord préalable entre les parties et être intégré afin de limiter les risques de change. Il s’agit là d’un risque clé qui doit être traité dans les pays confrontés à l’instabilité politique et qui est particulièrement applicable en Afrique.

(a) Responsabilité du vendeur en cas de retard ou de manque à gagner

Le vendeur est généralement dégagé de toute responsabilité pour les dommages consécutifs subis par l’acheteur du fait de la violation de ses obligations par le vendeur. Toutefois, l’acheteur doit se demander si, oui ou non, il est suffisamment protégé. Les CVA de GNL commencent à incorporer une formulation qui détermine la responsabilité du vendeur pour les cargaisons en retard ou en déficit, grâce à l’inclusion de dommages-intérêts prédéterminés et au calcul de la responsabilité du vendeur.

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(b) Force majeure

Les deux lois auxquelles l’on a le plus couramment recours pour un CVA de GNL sont la loi anglaise et les lois newyorkaises, qui ne comportent pas les principes régissant la dérogation en cas de force majeure.

Par conséquent, le CVA doit intégrer les événements ouvrant droit à une réparation pour les parties dès la survenance d’un cas de force majeure. La définition de la norme de diligence s’applique également aux cas de force majeure en ce qui concerne l’expédition du GNL est également importante, ainsi que la question de savoir si, oui ou non, l’acheteur a droit à une exonération en raison d’événements affectant les installations en aval, par exemple les gazoducs de transport et les installations des clients.

(c) Clauses sur les prix et la révision des prix

Le prix du GNL est généralement établi en fonction des indices du marché du gaz naturel liquéfié. L’indexation de la tarification est généralement liée au pétrole, par exemple l’indice JCC (Japan Crude Cocktail Index) en Asie, étant donné que le pétrole était le combustible concurrent du GNL sur ce marché. Il existe encore une grande volatilité et incertitude quant aux cours, en raison de l’ouverture de nombreux nouveaux marchés gaziers aux importations de GNL.

Les clauses de révision des prix figurent généralement dans les CVA de GNL à long terme en raison du risque lié au prix. Il existe des éléments clés à prendre en compte lors de la négociation d’une disposition relative à la révision des prix, tel que l’événement déclencheur qui donne à une partie le droit d’invoquer la procédure de révision des prix. En outre, les éléments du mécanisme de prix doivent, sous réserve de révision, être définis, par exemple le prix de base, l’indexation, le prix plancher, le prix plafond. La clause devrait prévoir un point de référence à appliquer pour déterminer le mécanisme de prix révisé.

(d) Spécification et non-respect des spécifications du GNL

Les spécifications de qualité figurent généralement dans une annexe au CVA. Toutefois, il est important que la rédaction du CVA indique clairement si, oui ou non, la spécification de qualité est une spécification «telle que chargée» (applicable pour les ventes FAB) ou «telle que déchargée» (applicable pour les ventes rendues au lieu de destination).

L’Acheteur peut rejeter le GNL hors spécifications et a droit au remboursement des coûts directs et réels vérifiables encourus pour la réception, le traitement et/ou l’élimination du GNL en raison de sa non-conformité aux spécifications de qualité. Le vendeur peut limiter sa responsabilité en imposant un plafond au montant du remboursement qui pourrait être réclamé.

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5.3. Tendances en matière de CVA de GNL

Dans les CVA de GNL, l’on a enregistré un changement au niveau du pouvoir de négociation en faveur de l’acheteur. À titre d’exemple, des pressions accrues ont été exercées pour que soit supprimé le plafond des dommages-intérêts pour défaut de fourniture, et l’on a accordé moins d’importance au modèle de «prise ferme».

Parmi les autres changements en faveur de l’acheteur, l’on compte ce qui suit :

• plus de pression exercée sur le démarrage de la livraison (c’est-à-dire la date de démarrage) de sorte que les retards non excusés de fourniture aboutissent à un manque à gagner et des dommages-intérêts (les vendeurs demanderont alors de réduire le test effectué en vue de la pleine mise en service, de sorte que la date de démarrage puisse être respectée) ;

• imposition d’une date d’échéance pour résilier le CVA si la fourniture n’a pas démarré ;

• obligation faite aux vendeurs de fournir d’autres sources d’approvisionnement ; et

• obtention de meilleures conditions pour les premières cargaisons. Les acheteurs cherchent également à jouir d’une plus grande marge de manœuvre, notamment :

De nouvelles tendances émergent également dans les CVA de GNL. À titre d’exemple, l’effondrement des cours du pétrole en 2013 a déclenché le recours aux clauses des prix hors fourchette en vue de permettre une révision des prix. Ces situations sont devenues problématiques, en raison du fait que de nombreux CVA de GNL ne comportaient pas de dispositions visant à déterminer le nouveau prix, ce qui a conduit à un recours accru aux mécanismes de révision des prix.

• le droit d’annuler la cargaison (pas seulement la limite de tolérance en matière de baisse de quantité (DQT) avant le programme annuel de livraison (ADP) et pendant l’année contractuelle

• le droit d’utilisation à d’autres fins (y compris l’utilisation à d’autres fins aux transfrontières)

• le retard dans la déclaration de la taille des navires pour le contrat FAB

• l’introduction d’option de revente au vendeur

• d’éventuels rejets multiples aux ports

• l’extension de la définition des installations de l’Acheteur dans la clause de la force majeure.

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Points clés :

• Le secteur en aval se concentre spécifiquement sur la préparation et la fourniture de divers types de produits au client final, que ce soit par la distribution, la commercialisation, le commerce ou le stockage au détail de ces produits ;

• Compte tenu de la nature du secteur en aval, y compris des différents usages et géographies des produits, il y a certaines questions réglementaires à prendre en compte dans toute transaction ;

• Il y a beaucoup de types d’accord de vente de gaz. Ces ententes couvrent la livraison de gaz par pipeline ;

• Les contrats d’achat de GNL couvrent le processus d’approvisionnement en gaz et/ou de liquéfaction, l’expédition et la regazéification en aval et les éléments de vente de gaz de la chaîne de GNL.

De même, une clause de «Restriction à destination» n’est non plus viable, en ce sens que le CVA de GNL devrait inclure davantage d’arrangements d’optimisation pour améliorer la flexibilité, compte tenu de l’expansion et de la diversification des marchés de GNL.

Récemment, il y a eu une élaboration de clauses d’utilisation à d’autres fins. Certes, le concept de clause d’utilisation à d’autres fins n’est pas nouveau, mais l’accent a toujours été mis sur les restrictions et la partage des profits. Toutefois, il existe des conséquences sous-jacentes à ces clauses, telles que l’impact sur la quantité contractuelle annuelle, le point de transfert de propriété et de risques, la force majeure, etc. Il existe des exemples plus complexes d’accords d’optimisation/partage des profits, tels que l’échange de cargaisons pour réduire les délais et les coûts d’expédition (par exemple, utiliser des cargaisons des États-Unis pour les échanger avec des cargaisons européennes à destination de l’Asie) ou pour atténuer la pression de la demande saisonnière), qui peuvent être intégrés en lieu et place des clauses d’utilisation à d’autres fins.

1. APERÇU

2. INTÉRÊTS NATIONAUX/ORIENTATION RÉGIONALE

4. QUESTIONS ENVIRONNEMENTALES

CONSIDÉRATIONS LOCALES

CHAPTER 7

86

Il y a diverses considérations locales qui doivent être prises en compte dans toute la vie d’un projet pétrolier et gazier, comme les intérêts du gouvernement, l’entrepreneur, les prêteurs et la communauté locale. Les divers intérêts et la façon dont ils peuvent être abordés sont décrits dans ce chapitre. En outre, les exigences en matière de santé et de sécurité ainsi que les considérations et réglementations environnementales sont également discutées.

1. APERÇU 1.1. Considérations relatives au projet

Il existe diverses composantes qui sont corrélées et interdépendantes tout au long de la chaîne de valeur du projet. Tous ces aspects doivent travailler en collaboration pour en faire un projet réussi. Au nombre de ces considérations importantes, l’on compte :


Le schéma ci-dessous décrit les composantes du projet dont il faut tenir compte.

• appui du gouvernement et résolution politique ;

• objectifs stratégiques pour le secteur ;

• problèmes macro et microéconomiques ;

• stratégie de financement et plan de financement proposés ;

• responsabilités et objectifs sociaux des entreprises

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1.2. Points focaux

La structure contractuelle globale doit être évaluée et gérée en tenant compte des intérêts divergents des diverses parties. Fait plus important, Il convient de trouver un équilibre entre les intérêts du gouvernement, de l’entrepreneur, des prêteurs et de la communauté vivant dans la région dans laquelle le projet sera réalisé. Ces intérêts divergents sont reflétés dans le schéma ci-dessous.

2. INTÉRÊTS NATIONAUX / ORIENTATION RÉGIONALE

La coopération entre les différents gouvernements régionaux et les organisations gouvernementales nationales est importante. Une étroite coopération est nécessaire entre les gouvernements, afin de prendre conscience de la valeur de la mise en valeur du pétrole et du gaz, opération qui, dans certains cas, pourrait avoir une perspective transfrontalière.

L’harmonisation de tous les cadres réglementaires et législatifs constituera une étape importante dans l’équilibre de ces intérêts divergents. L’harmonisation par la Banque Africaine de Développement des politiques pétrolières et des cadres juridiques, réglementaires et institutionnels applicables dans la Communauté de l’Afrique de l’Est


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en est un exemple. L’harmonisation contribuera également à la réalisation des ambitions de l’Afrique qui sont de devenir un continent stable, intégré et prospère, doté d’économies compétitives, diversifiées et en pleine croissance qui participent pleinement au commerce et aux investissements mondiaux. En outre, les gouvernements doivent veiller à ce que les secteurs du pétrole et du gaz de leurs pays respectifs soient attrayants pour les investisseurs internationaux. Dans la même veine, les gouvernements tireront parti du partage d’expérience et de l’amélioration de l’efficacité et de l’efficience des processus.

En vue de faire en sorte que les parties contractantes maximisent leur contribution aux recettes nationales, les gouvernements devront veiller à ce que les ressources nationales soient utilisées d’une manière durable. Les défis qui se posent au niveau gouvernemental intègrent les déficits budgétaires ou la capacité d’emprunt (c’est-à-dire la redéfinition des priorités des budgets), l’existence d’un piètre régime fiscal, la capacité institutionnelle, la volonté politique, l’impact des conditions sur les marchés mondiaux et régionaux et les conditions commerciales, notamment l’Accord de libre-échange au niveau du continent africain, le besoin de compétences spécialisées résultant de l’avènement de la quatrième révolution industrielle, la conformité de la gouvernance ainsi que la nécessité de créer des emplois et d’en accroître le nombre ainsi que d’améliorer les conditions de vie. L’Agenda 2063 de l’Afrique énonce les Objectifs de développement durable que l’Afrique s’engage à atteindre.

Les solutions possibles aux défis à multiples facettes rencontrés consistent à mettre plus l’accent sur les avantages de la régionalisation et les exigences de contenu local ; il conviendrait que les exigences de régionalisation et de contenu local soient claires, concises et accessibles. Les exigences en matière de contenu local sont des obligations imposées par les gouvernements aux opérateurs internationaux, qui peuvent, par exemple, exiger qu’une certaine quantité ou un certain ratio de marchandises produites à l’échelle nationale, ou que des travailleurs ou services nationaux soient utilisés.

Il est également important que les investisseurs connaissent la politique de contenu local (qui résume les exigences de contenu local) dès le début de l’élaboration d’un projet, afin qu’elle puisse être incluse dans l’élaboration de leur modèle financier, de passation de marchés et de mise en valeur. Lorsque les exigences sont incohérentes et incertaines, il y aura des défis à relever. Certaines juridictions peuvent imposer une forme spécifique de contenu local, par exemple en termes de priorité ou de préférence pour les biens, services, consommables, travaux ou entreprises locaux, ou peuvent fixer un seuil minimum d’investissement dans le contenu local.

Il existe divers mécanismes disponibles pour améliorer les objectifs de localisation qui devraient être définis, en tenant compte de ce qui suit :

• Renforcement des compétences/formation professionnelle ;

• Exigences et cibles en matière d’emplois locaux ;

• Transfert de technologies ;


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• Disponibilité de mesures d’incitation fiscale et d’incitation à l’investissement ;

• Rôle et participation des sociétés pétrolières nationales (SPN) et d’autres entités étatiques;

• Création de zones économiques spéciales et de zones de développement industriel.

Les exigences de contenu local auront des répercussions directes sur le modèle économique du projet et l’importance des partenaires locaux. Il est important de noter que du point de vue des investisseurs, l’application correcte des exigences de contenu local peut être considérée comme une caractéristique positive d’une destination d’investissement dans la mesure où elle permet de faire face aux problèmes pouvant découler des protestations des parties dissidentes et d’autres perturbations dans la communauté locale.

Un programme de localisation bien structuré doit prévoir un mécanisme de suivi basé sur une approche «du bâton et de la carotte», qui requiert qu’un pourcentage des dépenses des entrepreneurs soit versé à un fonds local qui sert à développer la communauté ou aide au renforcement des capacités de l’industrie locale, si l’entrepreneur n’atteint pas les cibles de localisation fixées.

Dans les pays disposant d’un piètre environnement réglementaire et législatif ou dans lesquels la corruption s’est développée par le passé, cette mesure pourrait saper l’environnement des affaires. Les gouvernements et les entreprises ne devraient pas adopter une approche «purement symbolique» en matière de développement du contenu local sans s’engager en faveur d’un véritable transfert des connaissances, compétences et capacités. Il convient de rationaliser et d’améliorer les chaînes d’approvisionnement locales et logistiques, qui doivent être fondées sur des relations commerciales solides.

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2.1. Création d’emplois

La création d’emplois est souvent une condition préalable dans le cadre du contenu local, par exemple par le biais de l’acquisition de biens et services. Il peut y avoir un besoin de formation qui, en retour, nécessite des investissements visant à combler le déficit de compétences. L’objectif des exigences de contenu local doit être de faire en sorte que, même en cas d’épuisement du pétrole ou du gaz, les compétences renforcées dans la communauté locale demeurent. La création d’emplois et l’accroissement du nombre d’emplois constituent des stratégies essentielles.

2.2. Renforcement des exigences de contenu local en Afrique (exemples)


3. SANTÉ ET SÉCURITÉ

La santé et la sécurité font l’objet d’une attention accrue en raison de l’émergence d’un mouvement syndical plus fort et de l’avènement du consumérisme. Les populations sont plus conscientes de ce que l’industrie pétrolière et gazière comporte des activités à haut risque comme le processus d’exploration et l’utilisation de matières inflammables et explosives. L’industrie a recours à un mécanisme lourd et compliqué qui requiert un système de santé et de sécurité complet et minutieusement élaboré. Les projets pétroliers et gaziers impliquent souvent de travailler dans un environnement éloigné et difficile où il est de plus en plus nécessaire de se prémunir contre les accidents, la pollution, la perte d’investissements et les atteintes à la réputation.

Selon les rapports de sécurité des entreprises membres compilés par l’Association internationale des producteurs de pétrole et de gaz, la région africaine a enregistré le deuxième plus grand nombre de décès en 2014 et 2015, après celle de l’Amérique du Nord, comme l’illustre le tableau ci-dessous.

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28 Le taux d’accidents mortels est le nombre estimatif de décès par 100 millions heures, soit environ 1000 de la durée de vie professionnelle des employés.29 https://www.ilo.org/wcmsp5/groups/public/---ed_dialogue/---sector/documents/meetingdocument/wcms_554798.pdf

4. QUESTIONS ENVIRONNEMENTALES

Une étude d’impact environnemental (EIE) est effectuée par l’entrepreneur et énonce certaines informations environnementales requises qui sont ensuite fournies à l’autorité de réglementation compétente. L’un des objectifs d’une EIE est d’identifier tout impact potentiel sur l’environnement qui pourrait survenir suite au projet proposé. La consultation joue un rôle majeur dans la collecte de ces informations dans le but d’atténuer, de gérer et de suivre les conséquences du projet sur l’environnement.

La consultation des communautés environnantes et des habitants de la région joue un rôle majeur dans la collecte de ces informations.

La responsabilité pour les incidents environnementaux variera selon une la juridiction en cause et pourrait impliquer une responsabilité stricte par incident et une combinaison de responsabilités à la fois civile (résultant en une amende) et pénale (dépendant de la gravité de l’incident) pour l’entrepreneur.

Il est recommandé qu’un expert-conseil en environnement, ayant de solides antécédents dans le secteur pétrolier et gazier, soit désigné pour réaliser l’EIE. Il recueillera des données de référence sur les questions environnementales et socioéconomiques auprès du plus grand nombre possible de sources, notamment les organismes gouvernementaux,


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les ONG et les organismes de recherche, le cas échéant. Certaines études techniques devraient être effectuées sur l’évacuation d’eau, les déblais de forage et la modélisation des déversements d’hydrocarbures, ainsi que l’élaboration d’un plan de gestion des déchets. Une partie importante de l’EIE consiste à travailler en collaboration avec les autorités de réglementation, afin de s’assurer que le projet répond aux exigences spécifiques de la législation nationale.

La conformité à toutes les lois et normes environnementales est une condition préalable pour qu’un projet puisse obtenir un financement par emprunt requis.

Au fur et à mesure que l’industrie s’est développée et étendu, le besoin d’une réglementation s’est également fait sentir, ce qui n’est pas surprenant. À cet égard, au nombre des évolutions notables en matière de réglementation dont il faut tenir compte, figurent les suivantes :


• Objectifs de développement durable des Nations Unies et Agenda 2063 de l’Afrique

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• Les prêteurs sont tenus d’investir dans des projets conformes aux Principes de l’Équateur et aux normes de la Banque mondiale.

• Engagements des gouvernements nationaux au titre du Protocole de Kyoto et de l’Accord de Paris

• Normes environnementales pour la conduite de la fracturation hydraulique, notamment :

• abandon de puits

• fluide de forages

• gestion des déchets

• gestion des eaux

• Systèmes d’alerte précoce, de suivi et d’intervention en cas de défaillances, d’éruptions, de déversements et de contamination éventuels.

4.1. Mise hors service

La mise hors service intègre le processus de démantèlement, d’enlèvement et de mise au rebut de la propriété du terrain à la fin de la durée de vie. La mise hors service commence par la planification, le nettoyage, la préparation à l’enlèvement et l’obturation des puits. Dans le cas d’une période de «mise sous cocon», il y aura un important intérêt pour les coûts encourus.

Les installations flottantes seront nettoyées et remorquées ou, dans le cas d’une installation fixe, l’installation sera démantelée et enlevée en morceaux par barge. Il est possible de réutiliser certaines installations. Les pipelines doivent être raclés, rincés, remplis et bouchés, puis enlevés ou laissés sur place. Ce processus était autrefois appelé «abandon» en raison du fait que de nombreuses plateformes ont été «abandonnées» pour devenir des récifs artificiels. En raison de préoccupations environnementales, l’on est passé de l’abandon à la mise hors service.

Points clés :

• Dans tous les projets pétroliers et gaziers, il doit y avoir un équilibre entre les intérêts du gouvernement, de l’entrepreneur, des prêteurs et de la communauté locale ;

• La coopération entre les gouvernements régionaux et les organisations gouvernementales nationales est importante, ainsi que l’harmonisation de tous les cadres réglementaires et législatifs ;

• Il devrait y avoir une focalisation accrue sur les exigences de contenu local, et les investisseurs devraient savoir quelles sont les politiques de contenu local au début d’un projet ;


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• La création d’emplois est souvent une condition préalable dans le cadre du contenu local, par exemple par l’achat de biens et de services. Il peut y avoir un besoin de formation ;

• L’industrie pétrolière et gazière implique des activités à haut risque, ce qui rend les considérations de santé et de sécurité indispensables ;

• L’objectif d’une EIE est d’identifier les impacts environnementaux potentiels d’un projet et comment ils seront résolus ;

• Il y a diverses réglementations environnementales que les compagnies pétrolières et gazières doivent respecter.

INTRODUCTION AU RÈGLEMENT DES DIFFÉRENDS DANS L’INDUSTRIE

PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE

CHAPITRE 8

1. ÉTAPE PRÉALABLE AU DIFFÉREND : NÉGOCIATION DE LA CLAUSE DE RÈGLEMENT DES DIFFÉRENDS

2. PROCÉDURE D’ARBITRAGE

3. FINANCEMENT DES PROCÉDURES DE LITIGES

4. PROTECTIONS PRÉVUES PAR LES TRAITÉS D’INVESTISSEMENT

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INTRODUCTION AU RÈGLEMENT DES DIFFÉRENDS DANS L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE

Ce chapitre décrit les clauses de règlement des différends dans un contrat de pétrole et de gaz et les différents mécanismes de règlement des différends mis à la disposition des parties. Il détaille les options et les processus pour les procédures d’arbitrage et explique les options pour le financement de litige. Le chapitre se termine par une description des traités bilatéraux d’investissement.

1. ÉTAPE PRÉALABLE AU DIFFÉREND : NÉGOCIATION DE LA CLAUSE DE RÈGLEMENT DES DIFFÉRENDS

1.1. Introduction

Un mécanisme approprié de règlement des différends est essentiel à la gestion de tout risque qui pourrait découler de l’opération pétrolier ou gazier, afin de résoudre tout différend éventuel. Un contrat minutieusement rédigé doit pouvoir être exécuté au moyen d’un mécanisme de règlement des différends de haut niveau, rapide et impartial qui permette de trancher de manière équitable tout différend, et qui puisse ensuite être effectivement exécuté à l’encontre de la partie perdante.

1.2. Mécanismes de règlement des différends

L’Association internationale des négociateurs de pétrole (AIPN) recommande l’utilisation de plusieurs approches alternatives aux clauses sur les différends dans les contrats pétroliers et gaziers. D’autres approches pourraient inclure ce qui suit :

Si l’on a recours à l’arbitrage, les règles institutionnelles suivantes pourraient être choisies pour réglementer l’arbitrage :

Si l’on a recours à une décision d’expert, le jugement de l’expert sera, dans la plupart des cas, définitif et contraignant pour les parties.

• Association américaine d’arbitrage (AAA)• Chambre de commerce internationale (CCI)• Cour d’arbitrage international de Londres (LCIA)• Centre d’arbitrage international de Singapour (SIAC)• Règles de la Commission des Nations Unies pour le droit commercial international (CNUDCI)

• Négociation par les cadres supérieurs • Décision d’expert• Procédures judiciaires• Arbitrage

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1.3. Procédures judiciaires

Le recours aux tribunaux nationaux comme forum de résolution des différends est souvent préféré par les SPN, étant donné que ces forums offrent « l’avantage d’être à domicile ». Les avantages du recours aux juridictions nationales intègrent la publicité au sujet du différend et du forum, la possibilité de faire appel du jugement, la disponibilité d’une procédure sommaire, la certitude de la procédure et la possibilité d’associer des tiers au différend.

L’un des inconvénients qui pourraient survenir est que le juge saisi du différend n’ait peut-être pas l’expertise nécessaire dans l’industrie pétrolière et gazière pour trancher le différend. Dans une procédure judiciaire, il peut y avoir des délais fixes auxquels il faut se conformer.

1.4. Arbitrage

Du point de vue de l’entrepreneur, l’arbitrage constitue un forum plus neutre que les tribunaux nationaux.

Parmi les autres avantages offerts par les procédures d’arbitrage, l’on compte la confidentialité de la procédure et le fait que le différend soit tranché par un arbitre expert. Parmi les inconvénients, on peut citer l’inexistence générale de procédure accélérée et la difficulté d’associer des tiers au différend ou de regrouper les différends.

Dans un contexte pétrolier et gazier, où la confidentialité et les délais pourraient être plus importants que dans d’autres transactions, l’arbitrage constitue un meilleur mécanisme de règlement des différends.

1.5. Exécution d’une sentence arbitrale

Un total de 156 sur les 193 États membres des Nations Unies sont signataires de la Convention de New York . En vertu de l’Article III : «Chacun des États contractants reconnaîtra l’autorité d’une sentence arbitrale et accordera l’exécution de cette sentence conformément aux règles de procédure suivies dans le territoire où la sentence est invoquée...».

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Vous trouverez ci-dessous un schéma des pays signataires de la Convention de New York. Plus de trente signataires sont africains.

1.6. Le tribunal arbitral par opposition à l’arbitre unique

L’avantage d’un tribunal arbitral qui tranche le différend est qu’il permet la désignation d’arbitres provenant de domaines d’expertise et de contextes juridiques divers, et qu’il souscrit au processus de délibération.

La désignation de plusieurs arbitres pourrait toutefois entraîner des retards et une augmentation des coûts, alors qu’une audience à arbitre unique se traduira probablement par des gains de temps et d’argent.

1.7. Clauses d’arbitrage

Lors de la rédaction de clauses d’arbitrage dans les contrats, les éléments suivants devraient être pris en compte :


30 http://newyorkconvention1958.org/index.php?lvl=cmspage&pageid=4&menu=671&opac_view=-1

• Règles d’arbitrage, qu’elles soient institutionnelles ou ad hoc ;• Siège (lieu légal) de l’arbitrage ;• Loi régissant l’arbitrage ; • Disposition concernant le nombre d’arbitres à désigner au tribunal ;• Langue de l’arbitrage ;• Nature de la décision – définitive ou susceptible d’appel.

1.8. Problèmes fréquents avec les clauses d’arbitrage

En général, les problèmes suivants se posent dans les contrats qui comportent des clauses d’arbitrage :

• Clauses contradictoires - se référant séparément à l’arbitrage et à la procédure litigieuse • Ne renvoient pas spécifiquement à l’arbitrage (par exemple : réglé par une personne neutre).• Ne précisent pas le siège de l’arbitrage• Se référant à une institution inexistante • Essayant de couvrir trop de sujets - les règles institutionnelles ont fait leurs preuves

1.9. Recommandations clés

Étant donné qu’une clause précise et spécifique de règlement des différends pourrait être considérée comme étant l’une des clauses les plus importantes d’un contrat, il est important de convenir le plus tôt possible du forum en principe.

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Il convient de se rappeler que l’application de la loi, la confidentialité et la neutralité du lieu constituent des composantes clés de l’accord entre les parties à l’arbitrage par opposition à la procédure litigieuse. En règle générale, il est recommandé d’éviter les clauses d’arbitrage asymétriques ou facultatives qui donnent à une partie le droit de choisir l’arbitrage.

En tout état de cause, des dispositions devraient être prises pour qu’une partie puisse saisir un tribunal de la juridiction compétente à l’effet de bénéficier de dérogations provisoires ou urgentes.

Il faut évaluer avec soin si, oui ou non, un mécanisme de règlement des différends devrait être désigné comme un recours unique et exclusif.

2. PROCÉDURE D’ARBITRAGE

2.1. Considérations initiales

Trois considérations initiales doivent être prises en compte, à savoir : i) le siège de l’audience d’arbitrage ; ii) le choix de l’arbitre ; et iii) l’ordonnance de procédure initiale. Le siège de l’arbitrage se trouve en principe dans le pays où s’applique la loi qui régit la procédure d’arbitrage et doit être indiqué dans le contrat.

En ce qui concerne les règles de procédure initiales, les facteurs communs qui doivent être pris en compte sont le calendrier, la consolidation ou la jonction, les témoignages d’experts et les communications autorisées.

2.2. Principales étapes de la procédure

De prime abord, une requête ou un avis d’arbitrage (ou un document équivalent, selon les règles appliquées) est soumis(e) par l’une des parties. Si les deux parties conviennent de recourir à l’arbitrage, il peut être possible de conclure un nouvel accord d’arbitrage qui régira l’arbitrage. Autrement, les dispositions de l’accord sous-jacent s’appliqueront.

L’étape suivante consiste à désigner le tribunal arbitral ou l’arbitre unique, en fonction des dispositions énoncées dans l’accord d’arbitrage, de la procédure énoncée dans toute règle d’arbitrage ou procédure ad hoc applicable, et du nombre d’arbitres convenu. Une réunion préliminaire est requise en vertu des Règles de la CCI, mais dans la plupart des arbitrages, cette réunion préliminaire se tiendra indépendamment du fait que les règles l’exigent ou non. C’est au cours de cette réunion préliminaire que les parties conviendront d’un calendrier pour la procédure.

Une fois le tribunal désigné et le calendrier convenu, les parties présenteront leurs observations (exposés des faits, mémoires, moyens, plaidoiries).

Au cours de l’audience sur le fond, les preuves qui pourraient être produites dans le cadre

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d’une procédure d’arbitrage sont les preuves documentaires, les preuves de témoins et d’experts. Par la suite, les parties peuvent présenter leurs observations écrites en réponse à toute assertion contraire ou justification. Après l’audience sur le fond, les parties ont la possibilité de faire des observations écrites finales au tribunal, après quoi le tribunal déclarera la procédure close et entamera la préparation de la sentence. Une fois que le tribunal a pris une décision, il publiera sa sentence, laquelle sera remise soit directement aux parties, soit à l’institution.

3. FINANCEMENT DES PROCÉDURES DE LITIGES

Le financement des procédures de litiges est souvent appelé financement par des tiers. Il est fourni à une entreprise ne disposant pas des ressources financières nécessaires pour intenter une action en justice et faire valoir la pleine valeur de ses réclamations ou de sa défense potentielle(s) en lui fournissant les ressources requises pour le recrutement des avocats appropriés et l’engagement d’une action en vue d’un règlement final.

Il existe sur le marché un nombre important de parties offrant ce service, bien que certaines soient plus réputées que d’autres. Il existe en général un processus d’instruction d’environ six mois avant que le financement ne soit accordé, et les critères suivants sont pris en compte comme étant essentiels par les financiers :

• l’adversaire disposant d’une surface financière suffisante ;

• l’existence de bonnes perspectives d’application de la loi ;

• la réclamation repose sur de solides fondements juridiques ;

• une somme suffisante est en jeu – montant 3 à 4 fois supérieur à l’investissement ou taux de 10 à 30 % de tout recouvrement et confiance placée en un conseiller juridique.

3.1. Tendance des différends

Les différends qui surviennent en général dans l’industrie pétrolière et gazière sont ceux qui se posent avec les organismes gouvernementaux. Les différends entre les diverses compagnies pétrolières et les producteurs ne se produisent pas régulièrement, étant donné qu’ils sont atténués par les compagnies travaillant ensemble dans de nombreuses juridictions et la nécessité de maintenir une bonne relation de travail entre elles et de sauvegarder leur propre réputation.

4. PROTECTIONS PRÉVUES PAR LES TRAITÉS D’INVESTISSEMENT

Un «TBI» est un traité bilatéral d’investissement conclu entre deux pays afin de protéger tout investissement effectué par les investisseurs d’un État contractant dans la juridiction de l’autre gouvernement contractant. L’objectif du TBI est d’encourager l’investissement étranger en atténuant le risque politique et en offrant l’assurance que tout processus de règlement des différends sera régi sur une base neutre (habituellement par voie d’arbitrage).Les traités bilatéraux d’investissement confèrent des droits importants aux investisseurs

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• Traitement juste et équitable

Il s’agit d’une norme générale, mais elle est généralement acceptée pour protéger l’investisseur contre tout ce qui est arbitraire, discriminatoire ou contraire aux attentes de l’investisseur.

• Protection contre l’expropriation

Elle vise à limiter le pouvoir du gouvernement étranger d’exproprier (c’est-à-dire de saisir ou de prendre possession) des investissements étrangers ou du moins d’imposer des conditions de compensation favorables au marché.

• Protection et sécurité complètes

En général, l’obligation imposée au gouvernement sera de faire preuve de diligence raisonnable en assurant «une protection et une sécurité complètes» aux investissements étrangers.

• Rapatriement des revenus

• Traitement de la nation la plus favorisée

• Règlement des différends


étrangers. Étant donné que les réclamations dans l’industrie se multiplient, il est recommandé que tout investissement à l’étranger soit structuré de manière à assurer la protection des TBI (parallèlement à l’impôt). Ces dernières années, les compagnies pétrolières et gazières ont eu recours à des arbitrages internationaux entre investisseurs et États pour régler des différends très médiatisés et portant sur de fortes sommes qui les opposaient à des gouvernements étrangers.

En règle générale, une entreprise peut engager un arbitrage entre un investisseur et l’État si elle est une entreprise issue d’un des pays signataire du TBI pertinent ou si elle investit dans un autre État qui a signé le même accord.

Lorsqu’une entreprise ou une personne investit dans un pays hôte et que l’investisseur est un ressortissant d’un pays qui a conclu un TBI avec le pays hôte, le pays hôte doit donc assumer la responsabilité de tout préjudice résultant de cet investissement. L’investisseur et le gouvernement hôte n’ont pas besoin de conclure un accord entre eux comme condition préalable, dans la mesure où les droits conférés en vertu d’un TBI découlent du droit international public.

La nationalité de l’investisseur sera facile à déterminer dans les cas où la personne ou l’entreprise n’a de liens qu’avec une seule juridiction. La situation se complique lorsqu’il s’agit d’entreprises multinationales.

4.1. Protections

Les protections communément incluses sont les suivantes :

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4.2. Conclusion

Il est important de toujours garder à l’esprit que la conclusion d’un TBI est pertinente et applicable à tous les «investissements» internationaux, mais qu’elle sert de mécanisme d’atténuation des risques et non de remède miracle.

La possibilité de brandir la menace d’une requête en vertu d’un TBI constitue un avantage considérable pour une partie, car les arbitrages du Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements sont publics et liés à la Banque mondiale.

Points clés

• Un mécanisme approprié de règlement des différends est essentiel à la gestion des risques de transaction ;

• L’Association des négociateurs internationaux du pétrole recommande l’utilisation de plusieurs approches alternatives aux clauses relatives aux différends dans les contrats pétroliers et gaziers, y compris la négociation, la détermination des experts, le processus judiciaire et l’arbitrage ;

• Les avantages de la procédure arbitrale sont qu’ils peuvent fournir un forum plus neutre que les juridictions nationales, qu’ils sont confidentiels et que le différend est tranché par un arbitre expert ;

• Les inconvénients de l’arbitrage se résument au fait qu’il n’y a généralement pas de procédure sommaire,qu’il est difficile d’ajouter des tierces parties au différend et de consolider les différends ;

• Le financement de litiges est un financement tierce qui fournit à une entreprise les ressources financières nécessaires pour pouvoir bénéficier de services juridiques compétents pendant le litige ;

• Un traité bilatéral d’investissement est conclu entre deux pays afin d’assurer la protection des investissements effectués par des investisseurs d’un État contractant dans la juridiction de l’autre Etat contractant.

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G L O S S A I R E

Processus consistant à interrompre les travaux sur un puits non productif, à l’obturer et à récupérer tous les équipements récupérables.

Plan de mise en valeur d’un exploitant pour une installation en mer.

Puits foré dans le cadre d’un programme d’évaluation visant à étudier l’étendue, les réserves et la production d’un puits de pétrole.

Gaz naturel produit à partir du pétrole brut extrait du même réservoir.

Caractéristique des contrats pétroliers et gaziers qui permet à une partie (souvent les gouvernements) d’acquérir une participation au capital si une découverte commerciale est faite.

Un baril de pétrole - l’unité de mesure clé pour le pétrole et ses produits.

Un baril de pétrole - environ 35 gallons impériaux, soit 159 litres. 7,5 barils équivalent environ à une tonne.

1 milliard de pieds cubes – 1 bcf = 0,83 million de tonnes équivalent en pétrole.

Milliards de mètres cubes - 1 bcm = 35,21 bcf.

Pétrole par rapport auquel sont fixés les prix des autres catégories de pétrole (au-dessous ou au-dessus du pair en fonction de leur qualité) - les trois principaux produits de référence sont le pétrole brut Brent, West Texas Intermediate et Dubai.

Processus de production d’un mélange spécifique de pétrole (généralement en vue d’essayer de répondre aux fluctuations de la demande du marché).

Méthode utilisée pour désigner une zone terrestre (ou océanique), qui est divisée en zones pour lesquelles des entreprises ou consortiums soumissionnent afin d’y travailler.

Écoulement soudain et incontrôlé de pétrole ou de gaz d’un puits en cas de défaillance des systèmes de contrôle de pression.

Abandon

Annexe B

Puits d’évaluation

Gaz associé

Droits d’acquisition

Baril

Bbl

Bcf

Bcm

Pétrole brut de référence

Mélange

Bloc

Éruption

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Processus par lequel des réserves sont ajoutées au bilan d’une société pétrolière - souvent sous réserve de règlements stricts quant à la façon dont la comptabilisation est effectuée.

Enlèvement illégal ou vol de pétrole d’un oléoduc ou d’un autre système de distribution.

Dépenses d’investissement.

Assemblage de raccords et de vannes sur la partie supérieure du tubage (conduite d’extraction) qui contrôle le taux de production.

Gaz naturel trouvé dans les couches de houille lors des opérations minières souterraines.

Terme largement utilisé pour décrire jusqu’où un champ pétrolier ou gazier particulier dispose de réserves suffisantes pour justifier un investissement supplémentaire.

Contrat de bail en vertu duquel une société pétrolière jouit du droit exclusif de produire du pétrole dans une zone donnée.

Liquides (tels l’éthane, le butane ou le pentane) qui sont trouvent dans le gaz naturel lorsqu’il est extrait. Ils en sont généralement séparés pour être vendus à part.

Seconde étape du raffinage qui consiste à dissoudre les hydrocarbures à longue chaîne (comme le goudron et le bitume) pour obtenir des produits à plus forte demande, comme l’essence ou le diesel.

Déclin de la production qui commence à se manifester dans les réservoirs de pétrole à mesure que les ressources s’assèchent. À l’échelle mondiale, l’assèchement est estimé à un taux d’environ 3 à 5 % par année.

Puits foré dans un champ pétrolier en production, visant à maximiser la production.

Série d’opérations intervenant après que du pétrole ait été découvert et produit à partir de la tête de puits.

Exploration et production - le secteur des opérations «en amont» de l’industrie pétrolière et gazière.

Comptabilisation

Mazoutage

Dépenses en capital

Tête de puits en production

Méthane de houille

Exploitabilité commerciale

Concession

Condensat

Craquage

Assèchement

Puits de développement

Opérations en aval

E&P

GLOSSAIRE

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Champ dont les réserves excèdent 1 milliard de barils.

Elles sont réalisées par les entreprises qui démarrent un projet visant à identifier tout impact environnemental, social ou économique éventuel, ainsi que toute mesure nécessaire à prendre pour atténuer ces impacts.

Vente des droits d’une découverte une fois que le pétrole a été découvert - également connue sous le nom de contrat «de louage».

Processus consistant à propulser de l’eau, du sable et d’autres composés sur la structure rocheuse afin d’y produire une fracture à travers laquelle le pétrole peut être extrait.

Type de forage dirigé qui permet aux foreurs d’accéder à des poches de réserves qui sont plus difficiles à atteindre dans le cas d’un puits vertical.

Compagnie qui est active à toutes les étapes de la chaîne de valeur - allant de l’exploration à l’expédition, en passant par la production, le raffinage et la commercialisation.

Entreprise privée et multinationale de production de pétrole - par exemple, BP, Shell ou Chevron.

Événement au cours duquel un gouvernement soumet un lot de pétrole et de gaz exprimé en acres à des soumissions ouvertes à la concurrence.

Coût de production du pétrole à partir d’un puits ou d’un bail.

Processus de conversion du gaz en un liquide pour en faciliter le stockage et le transport.

Millions de tonnes d’équivalent pétrole.

Société d’exploration et de production détenue par l’État, terme généralement utilisée par opposition aux SPI - par exemple, Sonatrach, Petronas ou Petrobras.

Gaz que l’on trouve dans les réservoirs ne contenant pas (ou une grande quantité) de pétrole.

Toute l’industrie consistant à forer des puits dans les fonds marins.

Champ Éléphant

Études d’impact environnemental

Accord d’amodiation

Fracturation

Forage horizontal

Société d’énergie intégrée

Société pétrolière internationale (SPI)

Cycle d’octroi de permis

Société pétrolière nationale (SPN)

Coûts d’enlèvement

Liquéfaction

Mtep

GLOSSAIRE

Gaz non associé

Opérations en mer

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Autre source de pétrole - un mélange de sable, d’eau et de bitume - qui est essentiellement exploitée.

Organisation des pays exportateurs de pétrole.

Entreprise disposant de l’autorisation légale de forer des puits et de produire des hydrocarbures - faisant souvent partie d’un consortium et agissant au nom de celui-ci.

Fonds reçus à partir des ventes de pétrole (les ventes étant généralement effectuées en dollar EU).

Canalisation, souterraine en général mais parfois sous-marine, utilisée pour le transfert du pétrole et du gaz sur de longues distances.

Objectif politique visant à maintenir la production d’un champ pétrolifère parvenu à maturité à un niveau stable pendant un certain nombre d’années.

Réserves dont les chances d’être productibles sont jugées bonnes, mais pas à 50 %.

Désigne les types de gisements que l’on trouve sous d’épaisses couches de sel qui ne sont devenues exploitables que récemment.

Réserves ayant plus de 50 % de chances d’être productibles.

Accord entre une société et un État hôte fixant le pourcentage de pétrole que chaque partie recevra après le paiement des coûts et dépenses. En règle générale, l’État reçoit sa part sous forme de paiements en espèces.

Portion des revenus qui est répartie entre les parties participantes et le gouvernement hôte dans le cadre d’un Accord partage de production (APP).

Réserves dont la production a été jugée pratiquement certaine (généralement avec plus de 90 % de chances).

Pourcentage d’extraction d’un champ pétrolifère global par opposition au volume de pétrole en place.

Procédés permettant de convertir le pétrole brut et le gaz en produits utilisables.

Sables bitumineux

OPEP

Exploitant

Pétrodollar

Gazoduc

Production plateau

Réserves possibles

Pré-salifères

Réserves probables

Contrat de partage de production

Bénéfice en pétrole

Réserves prouvées

Taux de productibilité

Raffinage

GLOSSAIRE

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Nombre d’années au cours desquelles un État peut continuer à produire, à un taux donné, compte tenu du niveau de ses réserves prouvées.

Théorie selon laquelle la richesse naturelle peut paradoxalement générer des résultats de développement négatifs dans les pays producteurs en raison de l’affaiblissement des institutions, de la négligence d’autres secteurs clés de l’économie, de la corruption, etc. Également appelé le «paradoxe de l’abondance».

Pourcentage de la part de la production ou de la valeur de la production qui revient au gouvernement, quel que soit le taux de production ou les coûts.

Technologie similaire à celle des ultrasons qui est utilisée pour produire une image des structures rocheuses souterraines aux premières phases de l’exploration.

Société pétrolière qui gère des opérations aussi bien en amont qu’en aval mais qui ne s’engage pas elle-même dans la production de pétrole - par exemple, Schlumberger ou Halliburton.

Qui possède les ressources souterraines - aux États-Unis, il s’agit du propriétaire foncier, alors que dans la plupart des autres pays du monde, il renvoie au…..

État disposant d’une capacité de production nettement supérieure à ses niveaux de production réels, ce qui lui permet d’accroître sa production du jour au lendemain et donc d’influencer les cours du pétrole. Historiquement, il s’agissait de l’Arabie saoudite, mais d’autres pays - comme les États-Unis - commencent maintenant à jouer un rôle similaire.

Tout accès au pétrole ou au gaz, excepté par la méthode classique des puits de pétrole. Un terme générique englobant (par exemple) les sables bitumineux et le gaz de schiste.

Étapes initiales à forte intensité de capital et à risque élevé de l’industrie, impliquant l’exploration, la mise en valeur et la production.

Ratio réserves-production

Malédiction des ressources

Société prestation de service

Droits relatifs au sous-sol

Producteur d’appoint

Redevances

Levé sismique

GLOSSAIRE

Opérations en amont

Sources d’énergie non classiques

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