Arrêté ministériel n° 4/2013 du 20 juin 2013 portant approbation du règlement des opérations pétrolières, en application de la loi n° 2006-08 du 3 novembre 2006 portant Code des hydrocarbures (Orden Ministerial n° 4/2013, de fecha, 20 de junio, por la que se Aprueba y se Adopta el Reglamento de Operaciones Petroleras, en aplicación a la Ley de Hidrocarburos de Guinea Ecuatorial, n° 8/2.006, de fecha 3 de Noviembre)

1. L’opérateur de chaque zone de contrat doit soumettre à l’examen et à l’approbation du ministère le système de mesure, les équipements et les procédures qui seront utilisés pour mesurer la production et les ventes de pétrole brut et de gaz naturel dans cette zone de contrat.

2. Les informations que l’opérateur doit présenter au ministère doivent inclure, sans s’y limiter, les éléments suivants :

• (a) un cahier des charges complet comprenant les plans cotés et la documentation descriptive pertinente ;
• (b) les procédures opérationnelles proposées, y compris l’étalonnage et les contrôles de routine ;
• (c) la méthode de prélèvement et de conservation des échantillons ; et
• (d) les méthodes d’analyse en laboratoire proposées pour la détermination de tous les paramètres physiques et chimiques.

3. La mesure électronique du débit de pétrole brut et de gaz naturel à l’aide du système de mesure (débitmètre à déplacement positif ou à turbine) sera effectuée conformément au Manuel des normes de mesure du pétrole de l’Institut américain du pétrole (API).

4. Le titulaire de la licence doit entretenir l’équipement de mesure de manière appropriée afin d’enregistrer les quantités d’hydrocarbures et de produits qui sont importés, achetés, raffinés, stockés, exportés, utilisés, vendus ou livrés conformément aux termes de la licence. Tous les équipements de mesure seront étalonnés et testés conformément au Manuel des normes de mesure du pétrole de l’Institut américain du pétrole (API). L’étalonnage sera effectué à intervalles réguliers tout au long de l’année civile.

5. Les quantités d’hydrocarbures présentes dans tous les réservoirs, camions-citernes et navires de haute mer seront déterminées conformément au Manuel des normes de mesure du pétrole de l’Institut américain du pétrole (API). Le contenu des réservoirs sera mesuré avant le chargement et le déchargement afin de déterminer les quantités exactes chargées ou déchargées.

6. Un contractant doit tenir des registres complets de l’ensemble du pétrole brut et du gaz naturel produits et exportés depuis la zone du contrat, et doit conserver ces registres pendant une période d’au moins cinq ans après l’expiration ou la résiliation du contrat.

7. Un titulaire de licence doit tenir des registres complets de tous les hydrocarbures et produits qui sont importés, achetés, raffinés, stockés, exportés, utilisés, vendus ou livrés en vertu des termes de la licence, et doit conserver ces registres pendant une période d’au moins cinq ans.

1. Le présent article s’applique aux instruments de mesure et de pesage utilisés par un contractant.

2. S’il est constaté qu’un instrument de mesure ou de pesage est défectueux ou imprécis, il sera présumé l’avoir été depuis la dernière vérification, sans dépasser une période de quatre-vingt-dix jours, sauf si l’entreprise démontre pleinement et effectivement au ministère qu’une telle erreur ne s’est pas produite pendant tout ou partie de cette période.

3. Tous les paiements perçus au titre de la vente de pétrole brut et de gaz naturel pendant la période au cours de laquelle l’instrument n’était pas ou n’était pas réputé opérationnel seront ajustés en conséquence.

4. L’équipement de mesure ou de pesage ne doit pas être réparé, modifié ou soumis à des travaux d’entretien sans l’autorisation préalable du ministère.

Au plus tard trente jours avant le début de chaque trimestre, l’opérateur de chaque zone contractuelle doit présenter le calendrier des transactions proposées pour ce trimestre afin de permettre la présence d’un inspecteur du ministère.

1. Les contractants et les titulaires de licence doivent tenir une comptabilité appropriée de la température de tous les mouvements et du stockage des hydrocarbures, y compris, sans s’y limiter, les quantités d’hydrocarbures chargées ou déchargées des réservoirs.

2. Les contractants détermineront le volume liquide de pétrole brut en mètres cubes, à une température de 15 °C et à une pression de 1 atmosphère (101 325 Pa). Le volume en barils, à une température de 60 °F et à une pression de 14 696 psi, devra également être déclaré.

3. Les contractants détermineront le volume de gaz naturel en mètres cubes, à une température de 0 °C et à une pression de 1 atmosphère (101 325 Pa). Le volume en pieds cubes, à une température de 60 °F et à une pression de 14 696 psi, devra également être déclaré. Les volumes de gaz naturel devront être convertis en unités d’énergie au moyen d’une analyse de l’échantillon de gaz ou d’une chromatographie en phase gazeuse, selon des méthodes édictées ou approuvées par le ministère.

4. Les titulaires de licence exerçant des activités de raffinage détermineront le volume liquide du pétrole brut et des produits en mètres cubes, à une température de 15 °C et à une pression d’une atmosphère (101 325 Pa). Les quantités de produits seront exprimées selon le SI (Système international) d’unités métriques.

5. Les titulaires de licence exerçant des activités de commercialisation détermineront le volume des produits en mètres cubes (1 000 litres), à une température de 15 °C et à une pression d’une atmosphère (101 325 Pa). Les quantités de produits seront exprimées en mètres cubes ou en litres.

1. Le système de mesure fiscale des liquides doit comprendre, en règle générale et sans limitation, les éléments suivants, qui doivent être compatibles avec les liquides à mesurer :

• (a) la conduite d’entrée principale ;
• (b) la conduite de sortie principale ;
• (c) le compteur à déplacement positif ou le compteur à turbine, ou tout autre appareil équipé d’un calculateur de débit ou d’un dispositif similaire ;
• (d) un circuit fermé étalonné destiné à l’inspection (two-way prover), un réservoir d’inspection ou les raccordements à des équipements de certification tiers tels qu’un compteur de transfert, un circuit fermé d’inspection avec étalonnage portable ou tout autre dispositif de contrôle de mesure ;
• (e) un instrument d’échantillonnage déclenché par le débit sortant du compteur ;
• (f) un instrument de mesure de la température et de la pression ou des dispositifs de compensation ; et
• (g) un système d’interface homme-machine.

2. Le système de mesure fiscale des liquides dans les activités de raffinage et de commercialisation peut, lorsque la mesure n’est pas appropriée et à titre d’alternative aux exigences énoncées au paragraphe 1 ci-dessus, inclure les éléments suivants, qui doivent être compatibles avec les liquides à mesurer :

• (a) des tiges ou des rubans étalonnés ;
• (b) des systèmes électroniques de mesure des cuves installés sur les cuves de stockage étalonnées ; ou
• (c) des ponts-bascules pour camions-citernes ou wagons-citernes.

1. Le système de mesure fiscale du gaz doit comprendre, en règle générale et sans limitation, les composants suivants, qui doivent être compatibles avec le gaz à mesurer :

• (a) un débitmètre à plaque perforée ou tout autre débitmètre équipé d’un calculateur de débit ou d’un dispositif similaire ;
• (b) un ensemble de canalisations en amont (upstream) et en aval (downstream) ;
• (c) un dispositif d’échantillonnage déclenché par le débit sortant du compteur ;
• (d) un dispositif de mesure de la température et de la pression ou de compensation.

1. Les compteurs et autres dispositifs utilisés par un contractant pour déterminer les redevances, les taxes, les quantités vendues et les quotas de production à attribuer dans chaque zone de contrat doivent être conçus, installés, entretenus et étalonnés de manière à garantir une mesure précise des hydrocarbures produits dans la zone de contrat, conformément aux dispositions du présent règlement et aux normes et pratiques généralement admises dans l’industrie pétrolière internationale.

2. Les compteurs et autres installations utilisés par un titulaire de licence pour déterminer les droits, les taxes et les quantités reçues, stockées, utilisées et vendues doivent être conçus, installés, entretenus et étalonnés de manière à garantir une mesure précise des hydrocarbures importés, raffinés, stockés, exportés, utilisés, vendus ou livrés en vertu de la licence, conformément aux dispositions du présent règlement ainsi qu’aux pratiques généralement admises et aux normes de l’industrie pétrolière internationale.

3. Les dispositifs de mesure doivent être conçus de manière à :

• (a) ils empêchent tout reflux dans le compteur ;
• (b) ils offrent une protection adéquate aux compteurs soumis à de fortes poussées de pression, grâce à l’utilisation de tours de compensation, de chambres d’expansion ou de dispositifs similaires ;
• (c) ils empêchent le compteur d’être soumis à des chocs de pression supérieurs à la pression maximale de service ;
• (d) empêchent que les compteurs ne soient contournés (omis) ; et
• (e) le cas échéant, soient équipés de séparateurs d’air de manière à ce que seul le liquide soit mesuré.

4. Les contractants et les titulaires de licence doivent veiller à ce que les réservoirs utilisés pour le stockage d’hydrocarbures soient mesurés régulièrement, et au moins une fois avant et une fois après chaque transfert de garde.

5. Un réservoir de stockage situé dans un terminal maritime ne doit pas être utilisé pour la livraison d’un produit au moment même où un autre produit est réceptionné ; il ne doit pas non plus l’être pendant une période d’une heure après la fin de la réception du produit.

1. Le ministère dispose d’un libre accès à toutes les installations du secteur des hydrocarbures aux fins d’inspection. Les inspecteurs habilités par le ministère sont compétents pour effectuer les mesures d’hydrocarbures et utiliser les équipements de mesure.

2. Les inspections doivent notamment porter, sans s’y limiter :

• (a) la vérification des systèmes de mesure installés, conformément aux normes et règlements applicables et aux instructions du fabricant ;
• (b) l’inspection de l’état du système et des instruments de mesure, ainsi que des registres d’étalonnage ;
• (c) la vérification des scellés et des registres de contrôle correspondants ;
• (d) la surveillance des réservoirs et des systèmes de mesure ;
• (e) la surveillance de l’étalonnage des systèmes et des instruments ;
• (f) la surveillance des opérations de mesure ;
• (g) la vérification des calculs de volume et de température ;
• (h) la supervision des opérations d’échantillonnage et d’analyse en laboratoire ;
• (i) la vérification des mesures, des rapports d’essais et d’étalonnage ;

3. Tous les instruments et équipements nécessaires à l’inspection doivent être fournis par l’exploitant ou le titulaire de la licence des installations.

4. Lorsque le ministère fait part de son intention de mener des inspections non routinières, l’exploitant ou le titulaire de la licence doit garantir leur réalisation dans un délai de deux jours ouvrables.

5. Lorsque l’inspection comprend le suivi d’opérations programmées, le ministère doit manifester son intention de les inspecter. L’exploitant ou le titulaire de la licence doit confirmer la date et l’heure de ces opérations et fournir l’ensemble des documents et informations requis. L’inspecteur du ministère doit être présent lors des opérations d’étalonnage, de vérification, de comparaison, de mesure et/ou de pesée par rapport aux normes approuvées de tout équipement ou instrument.

6. L’inspecteur doit présenter un rapport au ministère dans un délai de deux jours ouvrables après avoir effectué l’inspection.

1. L’inspecteur habilité par le ministère a le droit de superviser l’étalonnage et le contrôle des équipements et peut, en outre, contrôler les procédures à tout moment sans préavis.

2. L’exploitant ou le titulaire de la licence doit coopérer pleinement avec l’inspecteur du ministère et mettre à sa disposition tout équipement ou personnel demandé par celui-ci.

3. Si l’inspecteur en fait la demande, l’exploitant ou le titulaire de la licence doit assurer et prendre en charge le transport vers et depuis les installations à inspecter.

L’exploitant ou le titulaire de la licence est responsable de la santé et de la sécurité de l’inspecteur dans l’exercice de ses fonctions.

1. Le présent article et l’article 66 s’appliquent au système de mesure utilisé par un exploitant pour mesurer la production d’hydrocarbures.

2. Une défaillance ou une erreur, réelle ou présumée, d’un système de mesure peut être détectée :

• (a) pendant l’exploitation : si le système présente des problèmes de fonctionnement, s’il fournit des résultats erronés ou si des ajustements non autorisés sont confirmés ;
• (b) lors de l’étalonnage : si le système présente des erreurs d’étalonnage, ou des variations dépassant les limites standard, ou si les instruments ne peuvent pas être étalonnés ;
• (c) lorsqu’une défaillance ou une erreur est détectée sur le compteur, celui-ci sera retiré de l’exploitation pour être réglé ou étalonné, et remplacé par un compteur étalonné. La production, entre le moment de la défaillance et le retrait du compteur de l’exploitation, sera estimée sur la base de la production horaire moyenne avant la survenue de l’erreur ;
• (d) lorsque la défaillance ou l’erreur est détectée lors de l’étalonnage périodique, la production concernée sera considérée comme la production enregistrée depuis l’étalonnage précédent ou au cours des vingt-et-un jours précédant immédiatement l’étalonnage ;
• (e) l’Exploitant doit notifier au ministère, dans les vingt-quatre heures suivant la défaillance ou l’erreur du système de mesure de la production, ainsi que tout autre incident opérationnel susceptible d’entraîner une erreur de mesure ou en cas d’interruption totale ou partielle de la mesure. La notification doit inclure une estimation des volumes concernés.

3. En cas de défaillance d’un compteur, l’Opérateur doit s’assurer que les niveaux d’hydrocarbures dans les réservoirs soient mesurés par immersion dans le réservoir ou par tout autre moyen permettant de tenir des registres de remplacement précis.

1. Chaque exploitant doit présenter au ministère des rapports trimestriels sur les systèmes de mesure utilisés pour mesurer les hydrocarbures produits, ainsi que sur les essais et l’étalonnage de ces systèmes de mesure.

2. Les rapports écrits doivent inclure, au minimum et sans s’y limiter, les éléments suivants :

• (a) toutes les mesures, analyses et calculs effectués pour déterminer la production d’un gisement ;
• (b) les informations relatives à la production quotidienne et aux chargements correspondants ;
• (c) lorsqu’une mesure est effectuée dans un réservoir dont le volume est supérieur à la production journalière, la mesure sera ajustée en fonction de la production de chaque jour ;
• (d) dans le cas des rapports établis par voie électronique, ceux-ci doivent contenir l’intégralité de la formule de calcul utilisée ; et
• (e) toutes les mesures, inspections, analyses et calculs effectués lors de l’étalonnage des instruments et des systèmes de mesure. Les rapports doivent être rédigés immédiatement après l’étalonnage et doivent inclure des informations permettant leur traçabilité et leur vérification.

3. Les rapports écrits doivent inclure, sans s’y limiter :

• (a) le nom de l’opérateur,
• (b) l’identification du site ou de l’installation ;
• (c) la date et l’heure de rédaction du rapport ;
• (d) la période de production ou de transfert de liquides et/ou de gaz ;
• (e) l’identification des points de mesure ;
• (f) les valeurs enregistrées (totaux, niveaux, températures, pression) ;
• (g) les volumes de production bruts, corrigés et nets ou le transfert ;
• (h) les résultats des analyses en laboratoire ;
• (i) les facteurs de correction, ainsi que les paramètres et méthodes utilisés pour leur détermination ; et
• (j) la signature de la personne responsable du rapport et celle de son supérieur hiérarchique direct.

4. Tous les rapports de mesure, d’essai et d’étalonnage doivent être archivés et mis à la disposition du ministère ou de ses représentants pour examen.

1. L’erreur maximale acceptable des compteurs de pétrole brut ne peut être supérieure à 0,3 % du volume mesuré.

2. L’erreur maximale acceptable des compteurs de gaz naturel ne peut être supérieure à 1 % du volume mesuré.

3. L’erreur maximale admissible des compteurs de produits liquides ne peut être supérieure à 0,2 % du volume mesuré.

1. Les compteurs utilisés par les contractants pour le transfert de la garde des hydrocarbures liquides doivent être contrôlés et étalonnés conformément aux exigences suivantes :

• (a) il doit être possible de démontrer l’intégrité de l’étalonnage de chaque circuit fermé portable d’inspection et d’étalonnage, du réservoir d’inspection, du compteur principal ou de tout autre type de dispositif d’inspection, conformément aux normes d’inspection certifiées par l’Institut national des normes et de la technologie des États-Unis d’Amérique (NIST) ou par tout autre organisme équivalent accepté par l’exploitant ;
• (b) les compteurs de transfert de propriété, les circuits fermés d’inspection (prover) et les cuves d’inspection doivent être étalonnés conformément au Manuel des normes de mesure pétrolières (MPM) de l’API ou à d’autres pratiques et normes généralement acceptées dans l’industrie pétrolière internationale ;
• (c) les volumes de référence pour l’inspection (volume de référence du prover) doivent être appliqués à compter de la date d’étalonnage et doivent se situer dans les limites de tolérance ;
• (d) l’opérateur doit notifier par écrit au ministère, trente jours à l’avance, l’étalonnage du compteur d’inspection utilisé pour le transfert de propriété de tout liquide. Le ministère peut envoyer un représentant pour assister à cet étalonnage ;
• (e) les informations relatives aux mesures obtenues lors des inspections et de l’étalonnage doivent être consignées et enregistrées dans des dossiers spécifiques.

2. Les compteurs utilisés par les titulaires de licence pour le transfert de garde des hydrocarbures liquides et des produits doivent être révisés et étalonnés conformément aux exigences suivantes :

• (a) Tous les compteurs utilisés pour le contrôle des stocks ou pour la mesure des transferts de produits à des tiers doivent fonctionner avec une tolérance maximale de ± 0,20 % pour les débits compris entre 20 % et 100 % du débit nominal.
• (b) Les critères d’étalonnage des compteurs sont les suivants :
• b.1) Les compteurs neufs et ceux qui reviennent de réparation ou de révision doivent être étalonnés avant leur mise en service ;
• b.2) Les compteurs en service doivent être testés tous les six mois ;
• b.3) Afin d’éviter tout réglage non autorisé, les compteurs doivent être dûment scellés après l’étalonnage et le contrôle, et avant leur remise en service ;
• b.4) L’essai d’un compteur doit être effectué à un débit compris entre 70 % et 80 % du débit nominal du compteur testé, ou au débit maximal normal en service si celui-ci est inférieur ;
• b.5) Un registre des essais doit être tenu pour chaque compteur en service, et les résultats de chaque essai doivent y être consignés, accompagnés d’une description de tout réglage ou de toute réparation effectuée ; les informations contenues dans ce registre doivent être conservées pendant toute la durée de vie du compteur ;
• b.6) Le compteur doit être comparé au compteur étalon ou au réservoir d’essai et ajusté jusqu’à ce qu’au moins deux résultats consécutifs se situent dans une tolérance de ± 0,05 % par rapport aux mesures obtenues par le compteur étalon ou le réservoir d’essai ; et
• b.7) Afin de vérifier la précision du compteur à de faibles débits, un essai supplémentaire doit être effectué à 20 % du débit nominal du compteur testé ; l’erreur à ce niveau de débit ne doit pas dépasser une tolérance de ± 0,20 %.
• (c) Les compteurs présentant un fonctionnement irrégulier doivent être mis hors service en vue de leur réparation, de leur révision et de leur réétalonnage, ou de leur mise au rebut.

3. Les réservoirs utilisés par les titulaires de licence pour le transfert de la garde des hydrocarbures liquides et des produits doivent être révisés et étalonnés conformément aux exigences suivantes :

(a) Les réservoirs de pétrole, qu’il s’agisse de réservoirs fixes, d’une citerne, d’un wagon-citerne ou d’un navire-citerne, peuvent être étalonnés de deux manières :

• a.1) Volumétriquement, par l’ajout et/ou le retrait des volumes de liquide mesurés ; ou
• a.2) Par la mesure physique de l’extérieur du réservoir et le calcul du volume.

(b) L’Organisation internationale de normalisation (ISO, selon son acronyme anglais), l’Institut du pétrole (IP, selon son acronyme anglais) et l’Institut américain du pétrole (American Petroleum Institute (API), selon son acronyme anglais) ont publié une série de normes régissant l’étalonnage des réservoirs de stockage verticaux, horizontaux et sphériques fixes, ainsi que des wagons-citernes et des citernes de navires. Cela ne devrait pas être nécessaire dans le cadre d’une exploitation normale, mais ces informations sont fournies ci-dessous à titre de référence :

• b.1) Réservoirs verticaux
• ISO 7507-1, méthode de la bande de référence
• ISO 7507-2, méthode de la ligne de référence optique ou ISO 7507-3, méthode de triangulation optique
• ISO 7507-4, méthode électro-optique interne à distance ou ISO 7507-5, méthode de triangulation optique
• IP 202 Partie II, Section 1 - Réservoirs verticaux
• API 2550, Réservoirs cylindriques verticaux
• API 2.555, Étalonnage des réservoirs à liquide
• b.2) Réservoirs horizontaux
• IP 202 Partie II, Section 2 - Réservoirs horizontaux et inclinés ou IP 202 Partie II, Section 3 - Méthodes d’étalonnage des réservoirs à liquide ou API 2551, Réservoirs horizontaux
• API 2555, Étalonnage des réservoirs de liquide
• b.3) Autres réservoirs
• API 2552, Étalonnage des sphères et des sphéroïdes ou API 2553, Étalonnage des barges
• API 2554, Étalonnage des camions-citernes

1. Aux fins du présent article, le mélange de la production désigne le mélange, à la surface, des hydrocarbures produits dans deux ou plusieurs champs ou zones du contrat, avant leur mesure en vue du calcul des redevances, des taxes ou de la répartition de la production.

2. En cas de mélange de pétrole présentant des spécifications différentes, le ministère doit convenir des modalités et des procédures de prélèvement et de répartition de celui-ci.

3. L’opérateur ne peut commencer le mélange de la production qu’après avoir obtenu l’autorisation du ministère.

1. Les points de mesure du pétrole brut, du gaz naturel ou des produits dérivés doivent être exploités et entretenus de manière à éviter toute perte ou tout vol de produit, et à garantir une mesure exacte et appropriée. Le tracé des canalisations doit être conçu de manière à garantir que tous les produits passant par le compteur soient livrés au destinataire prévu et ne puissent être détournés vers d’autres lieux.

2. Les composants des dispositifs de mesure des ventes (unités de mesure et réservoirs) doivent être scellés afin d’empêcher toute manipulation.

3. Les scellés en fil d’acier ou tout autre type de scellés acceptables doivent être numérotés et enregistrés.

4. Une liste indiquant les numéros des scellés et l’emplacement des installations de mesure doit être conservée dans les locaux du champ et mise à disposition pour inspection par les représentants du ministère.

1. La compétence en matière de contrôle du respect des dispositions du présent règlement revient au ministère.

2. Lorsque cela est jugé nécessaire, dans le cadre de l’évaluation ou de l’étalonnage du système de mesure et de tous ses composants visés dans le présent document, le ministère peut solliciter, s’il le juge opportun, la coopération d’autres organismes ou institutions compétents en Guinée Équatoriale.

1. Au plus tard douze mois avant le début de la production d’un champ, l’opérateur doit présenter au ministère un projet de règles et de procédures opérationnelles régissant la programmation, le stockage et l’embarquement du pétrole brut et de tout autre type d’hydrocarbures produits par ce champ.

2. Les règles et procédures opérationnelles doivent inclure les détails nécessaires pour garantir des opérations efficaces et équitables, y compris, sans s’y limiter :

• (a) les droits et obligations des parties ;
• (b) la disponibilité et la destination du pétrole brut ;
• (c) le calendrier des expéditions ;
• (d) le programme d’expédition convenu ;
• (e) les ajustements apportés au programme d’expédition convenu ;
• (f) la désignation des navires-citernes ;
• (g) les navires-citernes de remplacement ;
• (h) les retards éventuels dans l’arrivée des navires-citernes ;
• (i) la notification de la mise à disposition ;
• (j) la durée d’accostage et de séjour ;
• (k) la détermination de la quantité et des spécifications du pétrole brut ;
• (l) le droit d’inspection ;
• (m) le règlement des réclamations et des litiges ;
• (n) les impôts, les droits de douane et autres taxes et redevances ;
• (o) la libération des garanties ;
• (p) les excédents ou les insuffisances de chargement ;
• (q) les défauts de chargement ;
• (r) les procédures de sécurité et d’urgence ; et
• (s) toute autre question convenue entre les parties.

3. Le ministère peut formuler des observations et recommander des modifications au projet de règles et de procédures opérationnelles dans les trente jours suivant sa réception.

4. L’exploitant doit présenter les règles et procédures opérationnelles définitives à appliquer, en tenant pleinement compte des observations et recommandations du ministère, dans un délai de soixante jours à compter de la réception des observations et recommandations formulées par le ministère.

5. Les règles et procédures opérationnelles doivent à tout moment être conformes à la législation de la Guinée Équatoriale et aux pratiques couramment acceptées dans le secteur international.

1. Tout achat ou vente d’hydrocarbures expédiés par un navire de haute mer, qu’il s’agisse d’une importation ou d’une exportation vers un pays tiers ou en vertu d’un contrat de fourniture au sein de la Guinée Équatoriale, doit faire l’objet d’un contrat de vente ou d’achat.

2. Ce contrat d’achat ou de vente comprendra, sans s’y limiter, des dispositions détaillées concernant :

• (a) l’identité du vendeur et de l’acheteur ;
• (b) les droits et obligations du vendeur et de l’acheteur ;
• (c) le prix convenu entre les parties,
• (d) les conditions de paiement, y compris la prise en compte des jours non bancaires ;
• (e) la garantie financière exigée par le vendeur, qu’il s’agisse d’une lettre de crédit, d’une lettre de crédit de contingence, d’une garantie de la société mère, d’une garantie bancaire, d’une lettre d’indemnisation ou de toute autre forme de garantie acceptable pour le vendeur ;
• (f) le transfert de la propriété et du risque. Nonobstant le droit du vendeur de conserver les documents jusqu’à réception du paiement, la propriété et le risque relatifs aux hydrocarbures fournis au titre du contrat sont transférés à l’acheteur dès que les hydrocarbures franchissent le tuyau de raccordement permanent du navire après le chargement au terminal de chargement ;
• (g) pour les ventes FOB, la livraison s’effectuera sur un navire désigné par l’acheteur. L’acheteur a ensuite l’obligation de fournir un navire conforme au Code international pour la sûreté des navires et des installations portuaires (Code ISPS), y compris le droit de désigner, de garantir que le navire est la propriété, affrété par un membre de l’International Tanker Owners Pollution Federation Limited (ITOPF), que le navire dispose à bord d’un certificat d’assurance tel que décrit dans la Convention internationale sur la responsabilité civile pour les dommages dus à la pollution des eaux de mer par les hydrocarbures et qu’il soit conforme aux règlements du Club P&I ; et que le navire soit acceptable pour le vendeur ;
• (h) le vendeur doit veiller à ce que le terminal de chargement soit conforme aux exigences du Code international pour la sûreté des navires et des installations portuaires (Code ISPS) ;
• (i) les droits du vendeur, de l’exploitant du terminal de chargement et du ministère de refuser tout navire ;
• (j) la fixation des jours de chargement et du numéro de référence de la cargaison ;
• (k) la procédure que doit suivre le capitaine du navire pour présenter l’avis de préparation (Notice of Readiness, NOR) et l’obligation qui en découle pour l’acheteur d’accepter la livraison une fois le NOR présenté ;
• (l) les droits de l’acheteur et du vendeur dans le cas où le vendeur refuserait le navire après la présentation de la NOR, ou si l’acheteur ne désigne pas d’inspecteur, ou si le navire ne présente pas la NOR à la fin de la période de chargement ou s’il n’est pas chargé ;
• (m) le droit de chacune des parties de désigner un inspecteur indépendant chargé de mesurer la quantité et de vérifier la qualité de la cargaison embarquée ou devant être chargée ;
• (n) les obligations du vendeur au terminal de chargement, y compris la mise à disposition gratuite d’un port sûr et l’obligation d’effectuer la livraison dès la présentation de la NOR ;
• (o) la durée du chargement, les conditions et les pénalités de retard ;
• (p) les procédures à suivre pour formuler et accepter les réclamations relatives aux pénalités de retard ;
• (q) les redevances et frais. Toutes les redevances et autres frais afférents au navire sont à la charge de l’acheteur. L’acheteur prendra également en charge le paiement de toutes les contributions, droits de douane, taxes, redevances, frais et cotisations de toute nature relatifs à la cargaison, dès que celle-ci aura franchi le tuyau de raccordement permanent du navire au terminal de chargement ;
• (r) la qualité et la quantité. La qualité de la cargaison sera celle disponible au terminal de chargement au moment du chargement. La mesure de la quantité, de la sédimentation de fond et de l’eau contenue dans la cargaison, ainsi que le contrôle de la qualité de la cargaison (que ce soit par prélèvement d’échantillons ou par tout autre moyen), seront effectués conformément aux pratiques standard du secteur. Le vendeur doit s’assurer que les certificats de quantité et de qualité sont délivrés conformément aux pratiques courantes et que des copies de ces certificats sont remises à l’acheteur dès que cela est pleinement et effectivement possible. Le vendeur doit utiliser ces certificats pour établir les factures, et l’acheteur est tenu de payer le montant de la facture, sans préjudice toutefois du droit de l’une ou l’autre des parties de réclamer un ajustement des montants versés, dans la mesure où il est démontré que ces certificats sont erronés.
• (s) clauses d’exonération et de force majeure, couvrant les questions liées aux défaillances mécaniques, aux situations d’urgence, aux lois, aux réglementations, aux grèves et aux conflits sociaux ;
• (t) la destination et autres restrictions. Le contrat peut comporter des conditions en vertu desquelles l’acheteur ne pourra pas vendre ou, de quelque manière que ce soit, disposer de la cargaison en vue de sa livraison vers une destination donnée qui ne soit pas autorisée en vertu de la législation de la Guinée Équatoriale au moment de la livraison. Il incombe à l’acheteur de reconnaître qu’à la date du contrat d’achat, il avait connaissance de toutes les lois, réglementations, normes et directives pertinentes pour son activité dans ces conditions, et qu’il était disposé à s’y conformer. Si le vendeur l’exige, l’acheteur est tenu de lui présenter, dans les 60 jours suivant la date de livraison de la cargaison, les documents appropriés permettant de vérifier la destination finale de celle-ci. Ces documents doivent inclure le nom du ou des ports de déchargement, la ou les dates de livraison, ainsi que la qualité et la quantité déchargée.
• (u) en cas de faillite, ou situation similaire, de l’une des parties. Dans certaines conditions, le paiement peut être refusé en l’absence de garanties bancaires adéquates ou, dans d’autres cas, il devra être effectué à l’avance, en espèces.
• (v) la loi applicable. Le contrat sera régi et interprété conformément au droit anglais et les parties se soumettront à la compétence exclusive des tribunaux anglais, sans qu’il soit nécessaire de recourir à l’arbitrage. La Convention des Nations Unies sur les contrats de vente internationale de marchandises (1980) ne s’appliquera pas.
• (w) La cession. L’acheteur et le vendeur peuvent céder leurs droits et obligations respectifs, mais uniquement avec le consentement écrit préalable de l’autre partie.
• (x) Le registre d’attente et les chaînes pour les transactions multiples. Des conditions différentes peuvent être convenues entre les parties.
• (y) la limitation de responsabilité. Sauf indication contraire dans le contrat, ni le vendeur ni l’acheteur ne seront responsables des pertes ou dommages consécutifs ou indirects découlant de, ou liés de quelque manière que ce soit à, l’exécution ou la non-exécution du présent contrat.