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La réforme du secteur pétrolier et gazier en République Démocratique du Congo

Malgré une production encore modeste, la RDC tend à se hisser au rang des grands producteurs de pétrole africains, notamment en modernisant le régime juridique applicable au secteur pétrolier et gazier.

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Jusqu’au mois d’août 2015, celui-ci était en effet régi par l’ordonnance-loi n°81-013 du 2 avril 1981 portant législation générale sur les mines et les hydrocarbures. Ce texte était cependant devenu inadapté au regard, d’une part, de l’évolution dudit secteur et, d’autre part, de la promulgation de la loi n°007/2002 du 15 juillet 2002 portant Code minier qui a rendu obsolète la majeure partie de ses dispositions. La loi n°15/012 du 1er août 2015 portant régime général des hydrocarbures en vigueur depuis sa promulgation, abrogeant l’ordonnance-loi et complétée par le décret n°16/010 du 19 avril 2016 portant règlement d’hydrocarbures publié au Journal Officiel du 23 avril 2016, a pour objectif de répondre à la nécessité de mise en valeur des ressources en hydrocarbures, au besoin en énergie de la population ainsi qu’au développement des activités économiques de la RDC.

Dans ses principes généraux, la nouvelle loi (I) affirme la propriété de l’État sur les hydrocarbures du sol ou du sous-sol du territoire national et produits jusqu’au point d’exportation, (II) introduit le respect des principes de développement des compétences nationales et de transfert de technologies aux nationaux, de promotion professionnelle des nationaux et de priorité aux nationaux dans l’emploi et aux entreprises locales dans la sous-traitance, (III) favorise la transparence dans le secteur pétrolier par la publication des paiements et recettes, (IV) met en place une société nationale destinée à participer aux activités d’hydrocarbures en amont (avec une participation minimum de 20% non cessible) et en aval, soit directement, soit indirectement en association avec une personne morale de droit congolais ou de droit étranger et (V) institue un fonds pour les générations futures dont les ressources proviendront, notamment, d’une quotité de la part du profit oil de l’État.

Concernant les activités d’amont, les nouveaux textes fixent les conditions d’obtention et d’exercice des droits de prospection (d’une durée initiale de 12 mois, non exclusifs et non cessibles) et (II) d’exploration et d’exploitation (régis par un contrat de partage de production ou un contrat de services par bloc conclu à la suite d’une procédure d’appel d’offres, pour une durée initiale de 3 ans pour l’exploration et de 20 ans en pour l’exploitation, tous deux exclusifs et cessibles avec l’autorisation préalable du Ministre des Hydrocarbures). Le contractant est tenu au financement annuel de projets sociaux et de développement durable en phase d’exploration, par une contribution qui ne peut être inférieure à 1% du budget prévisionnel lié au programme minimum des travaux et, en phase d’exploitation, par la constitution d’une provision correspondant à 0,5% de la part du profit oil du contractant. Les activités d’aval visent le raffinage, le transport-stockage, la fourniture, l’importation et commercialisation des produits pétroliers et l’industrie pétrochimique et sont couvertes par une autorisation spécifique à chacune d’elles, dont la durée et les modalités d’obtention et d’exercice sont fixées par le règlement d’hydrocarbures.

La nouvelle loi impose notamment aux sociétés actives dans l’importation et la commercialisation la conservation d’un stock de produits pétroliers de toutes catégories représentant au moins 20% des volumes déclarés par elles pour la consommation au cours de l’année précédente. L’État s’engage également à maintenir un niveau minimal de stocks de toutes les catégories des produits pétroliers équivalant à 60 jours de consommation. Sur la base de caractéristiques géologiques et environnementales, la nouvelle loi et le règlement catégorisent les blocs en quatre zones fiscales de A à D (la Zone A étant la plus favorable à la production).

En amont, le contractant est soumis aux impôts suivants : (1) royalties1, (2) part du profit oil de l’État, (3) part de l’excess oil de l’État, (4) bonus de signature du contrat2, (5) bonus d’enregistrement et de renouvellement du droit d’exploration et du droit d’exploitation, (6) bonus de signature de l’avenant, (7) bonus de première production, (8) redevance superficiaire, payée annuellement et calculée sur la base de la superficie du bloc en phases d’exploration3 ou exploitation4, (9) taxe statistique5, (10) paiement d’un document administratif, (11) impôt exceptionnel sur la rémunération du personnel expatrié, (12) impôt professionnel sur les rémunérations des nationaux, (13) TVA à l’intérieur sur la consommation locale en phase d’exploitation et (14) taxe sur toute forme de cession de droits ou intérêts en phases d’exploration et exploitation6.

Les coûts récupérables pour le contractant sont les coûts d’exploration, de développement, d’exploitation, opératoires et de fonctionnement, sur la production après déduction des royalties dans la limite annuelle du cost stop7. Le contractant est soumis au régime douanier de droit commun en amont – sous réserve de certaines franchises – et en aval.

La nouvelle loi inclut des dispositions relatives à la protection de l’environnement, du patrimoine culturel, de la sécurité et de l’hygiène. Elle prévoit notamment qu’en phase d’exploitation et aux fins des travaux d’abandon, le contractant est tenu de constituer, dès la production du premier baril, une provision d’abandon au moyen de versements réguliers tout au long des opérations pétrolières sur un compte séquestre ouvert auprès de la Banque Centrale du Congo. En prévision des jours meilleurs (remontée des prix du pétrole et stabilisation politique), la RDC fait, avec le Gabon (dont la réforme juridique du secteur date de 2014), figure de proue dans sa région en offrant aux investisseurs en hydrocarbures un cadre législatif et réglementaire moderne (abordant les enjeux cruciaux et actuels que constituent notamment le contenu local, la protection de l’environnement et la sécurité de la population) et clair (précisant, contrairement à la législation en la matière du Congo-Brazzaville, le taux de participation minimale de la Société Nationale dans tout projet pétrolier ou gazier).


1    Les minima sont de 12,5% pour la Zone A, 11 % pour la
Zone B, 9,5 % pour la Zone C et 8 % pour la Zone D.
2    La hauteur de chaque bonus est fixée par arrêté ministériel, en
fonction de la zone fiscale concernée ou des réserves prouvées.
3    En franc congolais par kilomètre carré équivalent à 100 USD
au taux du jour de la transaction.
4    En franc congolais par kilomètre carré équivalent à 500
USD au taux du jour de la transaction.
5    1% de la valeur de production.
6    À un taux de 40% en phase d’exploration et 30% en phase
d’exploitation sur une base de calcul fixée par le contrat.
7    Cependant, les textes limitent la part allouée à la
récupération des coûts entre 55% et 65% selon les zones.