Loi n° 2019-03 du 1er février 2019 portant Code pétrolier

Les gisements d’hydrocarbures sont exploités, sur le territoire de la République du Sénégal, en vertu :

• soit d’une autorisation d’exploitation provisoire accordée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures ;
• soit d’une autorisation exclusive d’exploitation accordée par décret.

Pendant la durée de validité d’une autorisation d’exploration, son titulaire peut, sur sa demande, être autorisé à exploiter à titre provisoire les puits productifs pour une période maximale de six mois, pendant laquelle il poursuit la délimitation et le développement du gisement, conformément aux dispositions de l’article 23 du présent Code.

Les hydrocarbures résultant de cette autorisation d’exploitation provisoire sont soumis aux dispositions fiscales et règles de partage entre l’Etat et les contractants, telles que définies dans le présent Code.

Cette autorisation est retirée dans les mêmes formes en cas d’inobservation des dispositions de l’article 23 du présent Code.

L’autorisation d’exploitation provisoire devient caduque d’office en cas d’expiration de l’autorisation d’exploration à moins qu’une demande d’autorisation d’exploitation exclusive soit déposée.

Les procédures d’instruction de demande d’autorisation d’exploitation provisoire et de retrait sont fixées par décret.

L’autorisation exclusive d’exploitation d’hydrocarbures confère à son titulaire, dans les limites de sa zone, le droit exclusif d’effectuer toutes les opérations pétrolières, suivant les stipulations du contrat de partage de production qui lui est attaché.

Le titulaire de l’autorisation exclusive d’exploitation est assujetti au paiement d’un bonus de production, non recouvrable au titre des coûts pétroliers et de l’impôt sur les sociétés, dont les conditions et modalités sont fixées dans le contrat de partage de production.

Toute découverte commerciale d’hydrocarbures effectuée par le titulaire d’une autorisation d’exploration d’hydrocarbures lui donne le droit exclusif, en cas de demande avant l’expiration de cette autorisation, à l’octroi d’une autorisation exclusive d’exploitation portant sur la zone de la découverte commerciale conformément aux dispositions de l’article 20 du présent Code.

L’octroi d’une autorisation exclusive d’exploitation entraîne l’annulation de l’autorisation d’exploration d’hydrocarbures à l’intérieur de la zone concédée, mais la laisse subsister jusqu’à expiration à l’extérieur de cette zone, sans modifier les droits et obligations découlant de l’autorisation d’exploration d’hydrocarbures.

L’autorisation exclusive d’exploitation est octroyée au titulaire pour une durée initiale maximale de vingt ans. A l’expiration de cette durée initiale, elle peut être renouvelée, une seule fois, par décret, à la demande du contractant, pour une période additionnelle de dix ans au plus. Le renouvellement n’est pas automatique.

A l’expiration de l’autorisation exclusive d’exploitation, l’Etat se réserve le droit de la récupérer au profit de sa société pétrolière nationale ou de l’octroyer selon les modalités définies à l’article 12 du présent Code.

Toute demande d’une autorisation exclusive d’exploitation doit être accompagnée d’un plan de développement et de mise en exploitation de la découverte commerciale.

Le modèle du rapport du plan de développement est défini par décret.

Le plan de développement soumis par l’opérateur est approuvé par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures.

Le titulaire d’une autorisation exclusive d’exploitation s’engage à effectuer avec diligence les travaux de développement de la découverte commerciale concernée et exploiter selon les normes et pratiques internationales en usage dans l’industrie pétrolière et conformément à la réglementation des opérations pétrolières en vigueur au Sénégal.

Tout titulaire d’une autorisation exclusive d’exploitation peut, après préavis d’un an, y renoncer totalement ou partiellement. Cette renonciation ne libère pas le titulaire des obligations prévues dans le contrat de partage de production et résultant des activités engagées antérieurement à la date d’entrée en vigueur de la renonciation.

En cas de renonciation partielle ou totale, le titulaire d’un contrat de partage de production effectue les travaux d’abandon. Il prend toutes les mesures nécessaires à la sauvegarde de l’environnement conformément à l’étude d’impact environnemental et social.

Dans le contrat de partage de production, la production d’hydrocarbures est partagée entre l’Etat et le contractant, conformément aux stipulations dudit contrat. Le contractant reçoit une part de la production au titre du remboursement de ses coûts et de sa rémunération en nature, suivant les modalités ci-après :

Selon un rythme défini dans le contrat de partage de production, une part de la production totale d’hydrocarbures, nette de la redevance ad valorem définie à l’article 42 du présent Code, est affectée au remboursement des coûts pétroliers effectivement supportés et payés par le contractant au titre du contrat pour la réalisation des opérations pétrolières.

Cette part appelée « coût pétrolier » ne peut être supérieure annuellement à un pourcentage net de la redevance de la production totale commerciale. En fonction de la localisation de la zone d’exploitation, ce pourcentage maximal est de :

• 55 % pour les opérations pétrolières effectuées dans l’onshore ;
• 60 % pour les opérations pétrolières effectuées dans l’offshore peu profond ;
• 65 % pour les opérations pétrolières effectuées dans l’offshore profond
• 70 % pour les opérations pétrolières effectuées dans l’offshore ultra profond.

Le contrat de partage de production définit également les coûts pétroliers récupérables, leurs modalités particulières d’amortissement ainsi que les conditions de leur récupération par prélèvement sur la production.

Le solde des coûts pétroliers non récupérés au titre d’une année civile est reporté, sans intérêts, sur les années suivantes jusqu’à épuisement dudit solde ;

Le solde de la production totale d’hydrocarbures, après déduction de la redevance ad valorem et de la part prélevée au titre des coûts pétroliers, appelé « profit pétrolier », est partagé entre l’Etat et le contractant, selon les modalités fixées dans le contrat de partage de production ;

La part de l’Etat au titre de ce « profit pétrolier » ne peut être inférieure à 40 % et varie en fonction du facteur « R » déterminé comme suit :

Facteur R = Revenus Cumulés/Investissements cumulés

Les modalités de calcul de ce ratio sont précisées comme suit :