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Bulletin

Pétrole et gaz de Tanzanie - 4e phase d’octroi de permis et convention type de partage de production 2013

Fasken
Temps de lecture 18 minutes
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Bulletin du groupe Énergie

Le gouvernement de la Tanzanie (« GT ») a lancé sa quatrième phase d’octroi de permis le 25 octobre 2013. La phase d’octroi de permis devait avoir lieu initialement en 2011 mais a été retardée. Sept blocs en eau profonde ont été offerts, ainsi qu’un bloc au lac Tanganyika. La période d’appels d’offre a pris fin le 15 mai 2014. Pour cette phase d’octroi de permis, le GT a publié une nouvelle convention type de partage de production de 2013 (la « CTPP »). Cette CTPP remplace l’ancienne convention type de partage de production de 2008. Dans le contexte du succès des activités d’exploration dans le pays, il n’est pas étonnant que les conditions applicables aux sociétés internationales en énergie et pétrole qui souhaitent y participer soit plus exigeantes que celles qui étaient en place jusqu’à maintenant.

La loi de 1980 sur le pétrole intitulée Petroleum (Exploration and Production) Act 1980 (la « Loi sur le pétrole ») prévoit le transfert de la propriété des ressources pétrolières et le contrôle de celles-ci à l’État. Le ministère de l’énergie et des minéraux est l’instance gouvernementale chargée de la mise en œuvre du régime en amont. La Loi sur le pétrole accorde au ministre le pouvoir d’octroyer des permis d’exploration et des permis de développement. En principe, tous ces permis sont octroyés à la Tanzania Petroleum Development Corporation (« TPDC »), la société d’État par laquelle le GT met en œuvre sa politique pétrolière et gazière. La TPDC conclut ensuite des conventions de partage de production avec des sociétés d’énergie et de pétrole qui mèneront des activités pour son compte.

La CTPP sera conclue entre le GT, la TPDC et l’entrepreneur (qui peut se composer de plus d’une entité) et celle-ci est similaire aux anciennes CPP de la Tanzanie et aux CPP d’autres pays pétroliers. Les sociétés étrangères peuvent conclure une CTPP si elles possèdent une succursale enregistrée en Tanzanie sous le régime de la loi de la République-Unie de Tanzanie.

Le tableau qui suit renferme les principales modalités et modifications de la CTPP :

Redevances

 

 

Commentaire

 

 Durée

Un permis d’exploration est délivré pour une période d’exploration initiale de quatre ans, renouvelable une fois pour quatre ans et ensuite pour une autre période de trois ans. En cas de découverte, le ministre peut octroyer une période d’évaluation de deux ans, qui peut être prolongée pour une période ne dépassant pas trois ans. Un permis de développement peut dès lors être octroyé pour une période de 25 ans, et peut être prolongé pour une autre période de 20 ans. Comme ces échéanciers sont régis par la Loi sur le pétrole, ils demeurent inchangés.

Primes et frais annuels

Le coût de locations des permis annuels a considérablement augmenté :

Période

CTPP de 2008

CTPP de 2013

 

$ US/km2

$ US/km2

Période d’exploration initiale

4

50

Première période de prolongation

8

100

Deuxième période de prolongation

16

200

Période de développement

200

500

Pour la première fois, le GT exigera le paiement de primes aux termes de la CTPP, à savoir :

  • une prime à la signature qui s’élève à au moins 2,5 M$ US;
  • une prime à la production qui s’élève à au moins 5 M$ US au commencement de la production de chaque zone visée par le permis de développement dans la zone de contrat. La CTPP ne précise pas explicitement que la production à ces fins doit être une production commerciale.

Même s’il s’agit d’une nouvelle disposition pour la Tanzanie, ce type de disposition sur les primes est courant dans d’autres pays, comme par exemple en Angola et au Nigéria. Cependant, le modèle de la Tanzanie prévoit une exigence minimale alors qu’ailleurs, il est plus courant de pouvoir négocier le montant de ces primes.

Participation de la TPDC

Tout comme dans les anciennes CPP, la TPDC peut en tout temps prendre une participation d’au moins 25 % dans une zone qui est visée par un permis de développement. La TPDC est tenue de payer sa quote-part des dépenses du contrat, à l’exclusion de tous les frais d’exploration (ce qui comprend le programme d’évaluation). Si la TPDC n’acquitte pas sa quote-part des frais, l’entrepreneur est dès lors tenu de lui prêter le manque à gagner. Le taux d’intérêt sur le prêt est le LIBOR plus 1 % (par rapport au 2 % en vertu de la CTPP de 2008) et le montant du prêt doit être remboursé de la quote-part de la récupération des coûts des hydrocarbures de la TPDC (en vertu de la CTPP de 2008, elle était remboursée sur les bénéfices des hydrocarbures attribuables à la TPDC). Aucune obligation d’acquittement explicite n’existait dans la CTPP de 2008; toutefois, nous avons noté qu’en pratique cette obligation a été négociée dans plusieurs CPP tanzaniennes actuellement en vigueur.

Redevances

 

 

CTPP de 2008

CTPP de 2013

Zone terrestre/de plateau

12,5 %

12,5 %

Au large des côtes (eau profonde d’au moins 500 m)

La CTPP prévoit également 12,5 % mais nous savons que ce pourcentage était régulièrement renégocié à 5 % pour les blocs en eaux profondes.

7,5 %


Cette augmentation des redevances pour les blocs au large des côtes est assez coûteux, particulièrement pour les activités en eaux profondes qui préconisent habituellement des régimes d’imposition plus faibles (par exemple, l’impôt au Nigéria est fixé à 16,67 % pour une profondeur de 200 m et 0 % pour une profondeur de 1 000 m, en raison des dépenses considérables de forage en eaux profondes).

Partage de la production

Une modification importante apportée à la CTPP porte sur l’augmentation de la « prise » de la TPDC par rapport à ce que nous avons constaté antérieurement lors des négociations pour les CPP actuellement en vigueur :

Bénéfices pétroliers

CTPP de 2008

 Toutes les zones du contrat

Quote-part de TPDC des bénéfices pétroliers

Quote-part de l’entrepreneur des bénéfices pétroliers

0 - 12,499 

70 %

30 %

12,500 - 24,999

75 %

25 %

25,000 - 49,999

80 %

20 %

50,000 - 99,999

85 %

15 %

100,000 et plus

90 %

10 %

Ces pourcentages en faveur de la TPDC ont en fait rarement été atteints dans les CPP.

 

CTPP de 2013

(Zones terrestres et de plateau*)

Quote-part de TPDC des bénéfices pétroliers

Quote-part de l’entrepreneur des bénéfices pétroliers

0 - 12,499 

70 %

30 %

12,500 - 24,999

75 %

25 %

25,000 - 49,999

80 %

20 %

50,000 - 99,999

85 %

15 %

(Eaux profondes et Lac Tanganyika)

Quote-part de TPDC des bénéfices pétroliers

Quote-part de l’entrepreneur des bénéfices pétroliers

0 - 49,999

65 %

35 %

50,000 - 99,999

70 %

30 %

100,000 - 149,000

75 %

25 %

150,000 - 199,999

80 %

20 %

200,000 et plus

85 %

15 %

100,000 et plus

90 %

10 %

* jusqu’à des profondeurs de 500 mètres

Bénéfices gaziers

Selon l’addenda pour le gaz de 2010 (qui a modifié la CTPP de 2008)

MPCSJ

Selon l’addenda de gaz de 2010

Toutes les zones du contrat

Quote-part de TPDC des bénéfices gaziers

Quote-part de l’entrepreneur des bénéfices gaziers

0 - 249,999

50 %

50 %

250 - 499,999

55 %

45 %

500 - 749,999

60 %

40 %

750 - 999,999

65 %

35 %

1,000 - 1,249,999

70 %

30 %

1,250 - 1,499,999

75 %

25 %

1,500 et plus

80 %

20 %

 

CTPP de 2013

MPCSJ

2013

 

 (Zones terrestres et de plateau)

Quote-part de TPDC des bénéfices gaziers

Quote-part de l’entrepreneur des bénéfices gaziers

0 - 19.99

60 %

40 %

20 - 39.99

65 %

35 %

40 - 59.99

70 %

30 %

60 - 79.99

75 %

25 %

80 et plus

80 %

20 %

(Eaux profondes et Lac Tanganyika)

Quote-part de TPDC des bénéfices gaziers

Quote-part de l’entrepreneur des bénéfices gaziers

0 - 149.999

60 %

30 %

150 - 299.999

65 %

35 %

300 - 449.999

70 %

30 %

450 - 599.999

75 %

25 %

600 - 749.999

80 %

20 %

750 et plus

85 %

15 %

 
Le partage des bénéfices des hydrocarbures est fondé sur les volumes de production quotidiens. Même si l’application de ces pourcentages semble rigide, nous savons par expérience que ces pourcentages sont âprement négociés et varient selon le degré de participation de la TPDC.

Abandon de la zone de contrat

À la fin de la première et de la deuxième périodes d’exploration, 50 % de la zone de contrat doit être abandonnée et à la fin de la troisième période d’exploration, toute la zone de contrat est abandonnée, à l’exception de toute zone désignée comme étant une zone de développement.

Cession

Certains modifications importantes ont été apportées aux modalités relatives aux transferts de la CTPP : 

  • Les transferts et les cesssions, directement ou indirectement, en totalité ou en partie, à des membres du même groupe et à des tiers nécessitent un consentement (alors qu’auparavant cette exigence s’appliquait uniquement aux opérations avec des tiers).
  • La TPDC obtient maintenant aux termes de la CTPP un droit de premier refus sur toute participation dans une CPP devant être transférée à une entité qui n’est pas membre du même groupe.
  • Il existe maintenant une exigence de payer un droit de timbre sur les transferts à une entité qui n’est pas membre du même groupe (voir Impôt ci après).
  • De plus, toute cession ou tout transfert est assujetti à la loi de l’impôt sur le revenu applicable, y compris les gains encapital.
  • Lorsqu’une participation est cédée ou transférée, l’entrepreneur conserve une obligation secondaire relativement à l’abandon des actifs en place à la date de la cession et est maintenant tenu de fournir un cautionnement convenable pour ces obligations secondaires (lequel s’applique probablement uniquement dans le cas d’un défaut de la part du cessionnaire). Nous présumons qu’une preuve de cette sûreté sera exigée avant l’approbation du transfert.
  • La CTPP n’exige pas explicitement de consentement lorsqu’un changement de contrôle est indirect (par exemple, dans le cas d’une prise de contrôle de l’actionnaire ultime de la partie contractante). Toutefois, prenez note qu’un changemnet de contrôle direct ou indirect d’un entrepreneur entraînera habituellement une disposition réputée des actifs et des passifs aux fins de l’impôt.

Contenu local

Comme on pouvait s’y attendre, ces dispositions ont été revues de fond en comble, afin de tenir compte sans doute du but à long terme du GT de maximiser la participation tanzanienne dans les projets. Parmi les exigences clés, mentionnons les suivantes :

  • une augmentation des dépenses de formation annuelles de 150 000 $ US en 2008 à 500 000 $ US dans la CTPP;
  • l’entrepreneur est tenu de se conformer à la polititque de contenu local du GT (qui n’a pas encore été publiée) dans sa version modifiée à l’occasion;
  • les emplois non spécialisés doivent être réservés aux Tanzaniens;
  • les contrats de sous-traitance doivent accordés, dans la mesure du possible, à une société tanzanienne; 
  • tous les appels d’offres doivent être publiés, évalués et accordés en Tanzanie;
  • les soumissions doivent attribuer une pondération élevée au contenu local;
  • le transfert des compétences et des technologies doit être encouragé dans certaines zones précises;
  • des exigences de déclaration et de collaboration avec la TPDC ont été mises en place afin de maximiser le contenu local.

Obligation d’approvisionnement national

Aux termes de la CTPP de 2008, les exigences de marché national étaient respectées principalement grâce à la quote-part des hydrocarbures revenant à la TPDC et seul tout excédent devait être fourni par l’entrepreneur aux termes de la CTPP. Il s’agit maintenant d’une obligation conjointe.

Impôt

L’entrepreneur est assujetti aux lois de l’impôt d’application générale de la Tanzanie sur le revenu tiré de la production de pétrole et de gaz, ainsi qu’un impôt supplémentaire sur les bénéfices, et il n’existe aucune exemption des taxes de transfert sur la cession. Un nouveau prélèvement est prévu dans la CTPP qui s’applique aux gains en capital sur le transfert d’une participation à un tiers : 1 % sur les premiers 100 millions de dollars US de la valeur du transfert, 1,5 % pour le 100 millions de dollars US suivant et 2 % par la suite.

Démantèlement et assurance

L’entrepreneur est tenu de créer un fonds de démantèlement dans les deux ans suivant le début de la production commerciale. La CTPP de 2013 est silencieuse sur la question de savoir si les cotisations au fonds constituent des coûts recouvrables.

Une assurance doit être souscrite auprès des sociétés d’assurance locales et réassurée au besoin. Cette exigence s’applique à tous les sous-traitants ainsi qu’à l’entrepreneur lui-même. L’auto-assurance ou l’assurance par l’entremise de membres du même groupe n’est pas autorisée.

Résiliation

Outre les droits normaux de résiliation, un nouveau droit de résiliation a été ajouté. Ainsi, lorsque la majorité du capital-actions de l’entrepreneur a été transférée à un tiers non relié sans le consentement de la TPDC et du GT, la CPP peut être résiliée. Cette disposition peut être utilisée comme outil pour forcer le paiement d’un impôt que le GT juge exigible sur un tel transfert.

Unitisation

Il s’agit d’une nouvelle disposition qui oblige l’entrepreneur à unifier les champs qui recouvrent plus d’une zone de la CPP. De plus, lorsque des accumulations d’hydrocarbures se retrouvent à proximité l’une de l’autre, mais en provenance de zones de CPP différentes, le ministre peut exiger un développement conjoint à des fins d’efficacité. Il ne s’agit pas d’une disposition inhabituelle et constitue une pratique courante dans plusieurs autres pays.

Lutte contre la corruption

On retrouve également une nouvelle disposition visant à tenir compte des problèmes croissants de corruption. L’entrepreneur est tenu d’établir des politiques et des mesures de lutte contre la corruption et de s’assurer qu’elles seront suivies par tous les employés, administrateurs, membres du même groupe et sous-traitants.

Stabilisation et modification des lois

Il est important de noter qu’il n’existe aucune clause de modification des lois ou de stabilisation pour protéger l’investisseur d’un changement défavorable aux lois fiscales ou autres lois après la signature de la CPP. Cela est conforme au précédent établi par la CTPP de 2008; toutefois, nous avons noté qu’en pratique la plupart des CPP actuellement en vigueur prévoient un mécanisme de stabilisation qui permet aux parties de négocier une modification à la CPP afin de les protéger des changements défavorables à la législation ou aux règlements.

Lois applicables et différends

La CTPP est régie par les lois de la Tanzanie. Tout différend qui ne peut être réglé dans le cadre de négociations est résolu au moyen de l’arbitrage en vertu des règles de la Chambre de commerce internationale à Dar es Salaam. Le lieu de l’arbitrage était Londres pour les CTPP de 2008.

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