Comment fonctionne un contrat de recherche et de partage de production sous la loi 98-05 du 8 janvier 1998 portant code pétrolier

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Mr Amadou BA, du Mouvement des Cadres Patriotes / PASTEF,  a signé un article paru à la page 10 du journal ENQUETE N° 2438 du vendredi 23 août 2019, dans lequel il traite de la manière dont fonctionnerait le Contrat de Recherche et de Partage de la Production (CRPP),  dans les blocs de Cayar et  de Saint Louis Offshore profond (Yakaar et Grande Tortue).

Son article  est une opportunité  pour expliquer  comment fonctionne en réalité,  un CRPP.  

La présente contribution  a pour objet de donner les moyens pour  comprendre  et d’interpréter  un CRPP.  Il n’a donc pas pour but,  d’instaurer une quelconque polémique sur ce sujet.

Dans son article, Mr BA a adopté  une vision ramassée des deux projets Yakaar  et Grande Tortue et  une démarche de calcul que nous maintiendrons  pour permettre une comparaison au niveau des  résultats  finaux.

A l’analyse du tableau 1 ci-dessous, tiré de l’article de Mr BA,  la seule estimation de la production annuelle pour les deux gisements,  et l’application sans précaution ni limite dans le temps, du taux de prélèvement de 75% pour le recouvrement des coûts pétroliers,  ne constituent pas  des éléments suffisants  permettant  la détermination du Cost Oil et du Profit Oil. Il faut nécessairement avoir une estimation des charges d’exploitation (coûts pétroliers ou Cost Oil et coûts opératoires ou dépenses de fonctionnement).

Selon la Procédure comptable (Annexe 2 du CRPP),  le Cost Oil dépend  du montant réel,  affecté aux amortissements pour chaque année civile.

Le Profit Oil appelé Production restante, est en fait la rente ou  manne pétrolière que doivent se partager  l’Etat et le Contractant (Pétrosen et ses Associés).

Pour une bonne  interprétation du CRPP, il faut,  en plus de l’estimation de la production annuelle, donc du chiffre d’Affaires, tenir compte des trois éléments suivants :

  1. l’estimation, pour les deux gisements  évoqués, des coûts pétroliers réellement  encourus ; leur recouvrement en dépend et  implique que  ces coûts  soient  clairement identifiés  et  chiffrés par nature.
  2. l’article 22 du CRPP intitulé « Recouvrement des coûts pétroliers et partage de la production » compte  en son  l’article 22.1 deux alinéas :
  • le premier alinéa  fixe le principe et indique que : le taux de 75% de la production nette ou production commercialisable (donc celle  disponible pour la vente, après déduction de la redevance),  est celui  que le Contractant peut prélever pour chaque année civile pour le recouvrement des coûts pétroliers;
  • le deuxième alinéa en précise les limites et indique que « si au cours d’une année civile, le taux de prélèvement de 75% est supérieur au montant des coûts pétroliers à recouvrir durant ladite année civile, le Contractant recevra seulement tel pourcentage inférieur de la production qui serait nécessaire et suffisant pour recouvrer les coûts pétroliers ».

Le taux de 75% est donc un taux plafond qui ne peut être dépassé au cours d’une année civile. Il obéit à des règles. Le Contractant ne peut, dans une année civile, prélever 75% de la production commerciale, si dans l’année civile considérée, les coûts  pétroliers à recouvrir  sont équivalant  à 50 ou 60% de la production commerciale. Il ne prélèvera alors,  au cours de ladite année civile que 50 ou 60% de ladite production,  et enfin,

  1. la Procédure comptable qui constitue l’Annexe 2 du CRPP,  a été  complètement ignorée par  Mr Amadou BA dans son raisonnement comme  dans sa démarche de calcul.

Ainsi, lorsque  Mr BA   écrit : « L’état des lieux du secteur du pétrole et du gaz permet d’estimer les revenus attendus sur le gaz naturel de St Louis et de Cayar Offshore Profond sur une durée de 40ans avec une exploitation qui démarrerait en 2022 comme suit :

  • Réserves estimés à 700 milliards de m3 (420 Yakaar,  280 GT),
  • Production totale : 630 milliards de TOE (tonne équivalent pétrole),
  • Production totale : 4800 millions de barils,
  • Production annuelle : 120 millions de barils,
  • Production brute annuelle : 7 200 millions USD,

et donne le tableau 1 ci-dessous, pour  illustrer  la manière dont s’opérerait le  partage de la production sur ces deux gisements, on s’aperçoit que les résultats auxquels il a abouti sont erronés.  

LibelléCalcul%Montant USD
Production brute  7 200 000 000
Redevance7 200 000 0006%432 000 000
Production nette  6 768 000 000
Cost Oil6 768 000 00075%5 076 000 000
Profit Oil  1 692 000 000
PART DE L’ETAT1 692 000 00058%981 360 000
REVENU PETROLIER  710 640 000
IMPOT SUR LES SOCIETES710 640 00030%231 192 000
BENEFICE NET  497 448 000
    
PETROSEN497 448 00010%49 744 000
KOSMOS497 448 00032, 51%161 720 345
BP497 448 00057,49%285 982 855

Tableau 1. Estimation de la Répartition de la Production  sur Saint Louis et Cayar Offshore Profond

Selon Mr Amadou BA (Source : Article Journal ENQUETE N° 2438 du vendredi 23.8.2019 page 10)

En effet, à la lecture de son article,  on comprend que pendant  les 40 ans d’exploitation :

  • le Cost Oil,  est de 75% de la production commerciale  donc de : 5 076 000 000 USD/an et,
  • le Profit Oil (qui est  la rente pétrolière)  sur la même période est de : 1 692 000 000 USD /an.

Mr BA  en conclut que,  la part du Sénégal, constituée par : la Redevance + sa Quote-part du Profit Oil + l’impôt sur les sociétés + les revenus de Pétrosen après impôts s’élèvent à :

 1 676 296 000 USD /an soit 23,28%  des 7 200 000 000 USD  de la production annuelle brute.

Cette interprétation  du  CRPP est trop courte et  la comparaison de la part du Sénégal au chiffre d’Affaires n’a pas sa raison d’être.

Dans un CRPP, il faut donner un sens et un contenu aux  pourcentages  affectés  au Cost Oil (Coûts pétroliers), au Profit Oil (ou Production restante)  et comprendre ce que recouvrent  les pourcentages  de participation de Pétrosen et de ses associées.

Le Cost Oil n’est pas un revenu. C’est une charge d’exploitation. C’est la quote–part affectée au  remboursement de l’investissement engagé par le Contractant, qui n’en tire  aucun profit.

En cas de découverte commerciale, il faut distinguer deux phases :

Phase 1 : celle de la  Recherche, de l’exploration et de l’évaluation  de la découverte. Tous les Coûts Pétroliers encourus durant cette période qui peut durer de 6 à 10 ans,  sont identifiés et chiffrés par nature. Ils peuvent être gelés jusqu’au démarrage de la production.

A l’issue de cette phase 1, le Contractant (Pétrosen et ses Associés) présente et fournit à l’Etat, tous les éléments pertinents chiffrés, permettant d’obtenir de l’Etat, l’approbation de la Décision Finale d’Investissements et  l’Autorisation d’exploiter ladite  découverte.

Phase 2 : celle du développement et de la production. Elle va de la date de notification par l’Etat, de l’Autorisation d’exploiter pour une  période initiale d’exploitation de 25 ans  y compris les 5ans nécessaires à la réalisation des forages de développement, à la construction et la mise en place de l’ensemble des infrastructures de production.

 Les coûts pétroliers encourus au cours de ces 5ans  sont également  identifiés et chiffrés par nature.  

Au démarrage de la production,  tous les Coûts pétroliers des deux phases citées ci-dessus sont donc  connus. Leur mode de recouvrement, leur montant ainsi que le taux réel de prélèvement applicable par année civile,  conformément à  la procédure comptable,  sont  connus.  

La Procédure comptable considère, en ce qui concerne les coûts pétroliers, deux éléments :

  • les immobilisations : forages productifs, installations de production, de traitement, de liquéfaction, de transport, aménagements portuaires de chargement etc, et,
  •  les coûts qui ne sont pas des immobilisations : ce sont les études géologiques,  les études et les travaux  géophysiques  (sismiques), les études d’ingénierie,  les forages secs non productifs, réalisés pendant les deux phases décrites ci-dessus etc.

Les immobilisations sont amorties au minimum sur 5ans et les coûts correspondants sont recouvrés sur la même période. Les autres coûts peuvent, selon le CRPP, être recouvrés dès la première année de production sous réserve qu’avec les amortissements de la première année, le tout ne dépasse pas 75% de la production commerciale. En cas de dépassement, le reliquat est reporté à l’année suivante.

Par souci de simplification,  considérerons  que tous les coûts pétroliers sont des immobilisations et qu’ils sont amortis de manière linéaire sur 5ans.

Ces  précisions  étant faites, tous les éléments sont désormais réunis pour expliquer le  fonctionnement  d’un CRPP. Pour permettre la comparaison,  considérons  le présent exemple  comme  un cas d’école.

L’estimation  de production donnée par  Mr Amadou BA dans l’article du Journal l’ENQUETE pour les deux gisements, sera conservée  à savoir :

 Production annuelle : 120 millions de barils,

Production brute annuelle : 7 200 millions USD.

Elle  est  complétée, par celle des investissements  pour les deux gisements, pendant les deux  phases décrites ci-dessus. Ils sont  estimés, pour les deux projets,  dans le présent cas d’école,   au total à     20 000 millions USD répartis comme suit :

Phase 1:  5 000 millions USD. Ils sont  entièrement  financés par les Compagnies associées de Pétrosen.

Phase 2: 15 000 millions USD, dont 10% pour Pétrosen soit 1 500 millions USD  et 90% soit              14 000 millions USD pour les Compagnies associées à  Pétrosen.  

Amortissements sur 5ans : 20 000 millions USD / 5 =  4 000 millions USD / an (selon l’article 4 de la procédure comptable du CRPP).

Estimation des Coûts opératoires : 5 USD / baril x 120 millions de barils /an soit 600 millions USD / an.

Les coûts opératoires sont les dépenses  de fonctionnement, de maintenance et de remplacement des pièces d’usure courante pendant la durée d’exploitation.

Pétrosen  participe   à hauteur de 1 500 M USD / 20 000M USD soit 7,5 % du total des coûts pétroliers à recouvrer. Il  receva en conséquence, pendant les 5 premières années civiles d’exploitation, les 7,5% de la part réservée au recouvrement des coûts pétroliers.

Pétrosen  participera, pendant toute la durée de l’exploitation,  à hauteur de  10% des coûts opératoires et aura droit à 10%  de la quote-part de la rente pétrolière  (Profit Oil) dévolue au Contractant.

Sur la base de ces estimations et de ces considérations,  les 5 premières années de la phase 2 ne  génèreront pas de revenus, car la production ne démarre qu’à l’année 6. Il convient donc,  de distinguer deux cas de figures  exprimés dans les tableaux 2 et 3 ci-après:

Tableau 2 : Répartition des revenus pétroliers pendant les 5 premières années de production et de recouvrement des coûts pétroliers (de l’année 6 à l’année 10 des 25ans de la période initiale d’exploitation).

Tableau 3 : Répartition des revenus pétroliers de l’année 11 à l’année 25  de la période initiale d’exploitation (il n’y a plus recouvrement de coûts pétroliers, mais uniquement des coûts opératoires à assurer).

LibelléCalcul         %      Montant USD
Production brute  7 200 000 000
Redevance7 200 000 000          6%432 000 000
Production nette commercialisable  6 768 000 000
Cost Oil (Amortissements)       59,10%4 000 000 000
Coûts opératoires         8,86%         600 000 000
Total charges d’exploitation 67,96 %4 600 000 000
Profit Oil  2 168 000 000
PART DE L’ETAT du Profit Oil2 168 000 00058%1 257 440 000
REVENU PETROLIER  910 560 000
IMPOT SUR LES SOCIETES910 560 00030%273 168 000
BENEFICE NET  637 392 000
    
PETROSEN        637 392 000         10%63 739 200
KOSMOS        637 392 000       32, 51%        207 216 139
BP        637 392 000      57,49%        366 436 661

Tableau 2 : Répartition des revenus pétroliers pendant les 5premières années de production et de recouvrement des coûts pétroliers (de l’année 6 à l’année 10 des 25ans de la période initiale d’exploitation.

Le tableau 2 permet, dans un premier temps,  de calculer  la part de l’Etat seul, puis dans un second temps, la part du Sénégal (Etat et Pétrosen réunis), dans le partage de la rente pétrolière sans la redevance. 

Calcul de la  part de  l’Etat (hors redevance) dans la rente pétrolière d’après le Tableau 2, pendant les 5 premières années de production ; elle correspond à 58% Profit Oil + Impôt sur les sociétés soit :

1 257 440 000 USD + 273 168 000 USD  = 1 530 608 000 USD / 2 168 000 000 USD = 70,60 %

Part du Contractant (y compris Pétrosen) : 29,40%  du  Profit Oil après impôts

Calcul de la  part du Sénégal  (Etat et  Pétrosen)  dans la rente pétrolière  (hors redevances)  pendant les 5premières années de production :

 1 530 608 000 USD + 63 739 200 USD =  1 594 347 200  USD / 2 168 000 000 USD = 73,54 %

Part du  Contractant (hors Pétrosen)  pendant la même période : 26,46%  du Profit Oil après impôts.

LibelléCalcul%Montant USD
Production brute  7 200 000 000
Redevance7 200 000 0006%432 000 000
Production nette  6 768 000 000
Cost Oil  (Amortissements) 0%0
Coûts opératoires6 768 000 000        8,86%600 000 000
Total charges d’exploitation         8,86%600 000 000
Profit Oil  6 168  000 000
PART DE L’ETAT    6 168  000 00058%3  577 440 000
REVENU PETROLIER  2 590 256 000
 IMPOT SUR LES SOCIETES    2 590 256 00030%777 076 800
BENEFICE NET  1 813 179 200
    
PETROSEN1 813 179 20010%181 317 920
KOSMOS1 813 179 20032, 51%589 464 558
BP1 813 179 20057,49%1 042 396 720

Tableau 3 : Répartition des revenus pétroliers de l’année 11 à l’année 25  de la période initiale d’exploitation (il n’y a plus recouvrement de coûts pétroliers, mais uniquement des coûts opératoires à assurer).

Le tableau 3 ci-dessus, permet de la même manière, de calculer  la part de l’Etat seul, puis celle du Sénégal (Etat et Pétrosen réunis)  dans le partage de la rente pétrolière, sans la redevance, de la 11ème à la 25ème année.

Calcul de la part de l’Etat  (hors redevances)  d’après le Tableau 3, de la  11ème  année à la 25ème année de production. Elle correspond à 58% Profit Oil + Impôt sur les sociétés soit :  

3  577 440 000 USD + 777 076 800 USD  =   4 354 516 800 USD / 6 168  000 000 USD = 70,60 %

Part du Contractant (y  compris  Pétrosen) : 29,40% de la rente après impôts.

Calcul de la part du Sénégal (Etat + Pétrosen)  dans la rente pétrolière  (hors redevances),  de la  11ème  année de la phase de  production à la 25ème année. Elle correspond à 58% Profit Oil + Impôt sur les sociétés + Part Pétrosen après impôts soit :

3 577 440 000 USD + 777 076 800 USD + 181 317 920 USD = 4 535 834 720 USD / 6 168 000 000USD

Soit  73,54 %  de la  rente  pétrolière.

Part Contractant  (autres que Pétrosen) : 26,46%  de la rente après impôts.

Comme il s’agit de partage de la production, tous les chiffres ci-dessus relatifs au Cost Oil, aux coûts opératoires et au Profit  Oil sont  traduits au début de chaque année, en termes de cargaisons d’hydrocarbures, avec  une planification des rotations d’enlèvement pour chaque partie. Chacune a la responsabilité de l’enlèvement et de la commercialisation de sa quote-part de la production commerciale.

L’Etat peut demander, que la redevance lui soit versée,  au même titre que l’impôt sur les sociétés, en cash. Il peut confier  par biais d’un  contrat, à  toute entité de son choix, la commercialisation de sa quote-part de la redevance et du Profit Oil.

Pour conclure, le présent cas d’école   permet   de constater  que, dans un  CRPP :

  1. Pour un Contractant autre que Pétrosen,  avoir  90% de pourcentage de participation dans un permis  ne signifie pas pour lui, de disposer de 90% du pétrole en cas de découverte.

Cette vision, malheureusement véhiculée sans précaution,  à travers les médias par des intervenants non avertis,  est une interprétation  simpliste  et erronée du CRPP. Elle  n’a aucun sens et ne  repose  sur aucun fondement.

  1. Le Contractant, à l’exclusion de Pétrosen, finance 100% de  la phase  risquée.  En cas de  découverte, il supportera 90 % des investissements de développement et de production, soit globalement, dans  le présent cas d’école, 92,5% de l’ensemble des coûts pétroliers. En retour, il  disposera, de 90% des 42%  de la rente après prélèvement des  58% représentant  la part de  l’Etat.  Et,  après acquittement de 30% de  l’Impôt sur les sociétés, ses 90%  après impôts,  correspondront à de 26,46% de la rente.
  2. Le Sénégal, à travers l’Etat et Pétrosen réunis, en n’ayant supporté que 10% de l’investissement de la seule phase de développement soit 7,5%  de l’ensemble des coûts pétroliers, disposera de 73,54% de la  rente, sans compter la redevance de 6% de la production brute.
  3. Pour le Contractant autre que Pétrosen, disposer de 26,46% de la rente pétrolière annuelle après impôts, doit être comparé  à un placement lui rapportant un taux d’intérêt de 26,46% par an après impôts.

En résumé, dans un Contrat de Recherche et de Partage de la Production :

  • Le taux de 75%  pour le  recouvrement des coûts pétroliers indiqué dans le Contrat est un plafond. Il est conditionné par le montant réel des  amortissements de chaque année civile. Son application  n’est ni automatique, ni systématique  et elle est limitée dans le temps (durée d’amortissement).
  • La répartition de la rente pétrolière (Profit Oil), est en fait  le  point essentiel dans les négociations,  pour chaque bloc. Elle est  fonction de la profondeur d’eau et  des différentes tranches de production journalière, donc de la production annuelle. C’est le point crucial qui doit permettre  à l’Etat d’obtenir le maximum de la rente mais il  doit cependant  garantir  au Contractant,  une part incitative,  en rapport avec les critères de rentabilité en vigueur dans l’industrie pétrolière.
  • Le pourcentage  de participation de Pétrosen plafonné à  20%  est le résultat d’une démarche calculée et mûrement réfléchie  à la suite d’études de sensibilité. Il n’est pas  le fruit d’un hasard.
  • A 30% de pourcentage participation pour Pétrosen, on est pour le Contractant, à la limite des critères de rentabilité  communément admis dans la profession, au regard de la complexité de ce type d’opérations, des moyens financiers importants à mobiliser  et des risques encourus,   en plus du fait  que  Pétrosen est portée  pendant la phase risquée et qu’elle  ne  participe pas au financement de celle-ci.

Dakar, le 4 septembre 2019

Samba DIOUF, Consultant,  Hydrogéologie – Pétrole

Master Hydrogéologie,  Université de Grenoble

Ingénieur géologue, Recherche – Exploration

Diplômé de l’Institut Français du Pétrole – Rueil Malmaison (France)

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