Pétrole et Gaz : Pénalités de retard
Sénégal
La problématique du contrôle
des « coûts pétroliers » (Sangomar)
Les travaux liés aux projets pétroliers et gaziers font l’objet d’une planification rigoureuse et tout retard qui intervient sur une « tâche » du planning a des répercussions sur les autres tâches et sur la fin des travaux et le démarrage effectif de la production.
Les reports ont un coût qui sera répercuté sur le coût global du projet.
La question relative aux « coûts pétroliers » est importante dans la gestion des revenus tirés du pétrole brut.
Le code pétrolier institué par la loi n°2019 du 1er février 2019 traite des « coûts pétroliers » et de leur recouvrement (récupération).
Le contrat de partage de production (CPP) qui couvre l’exploitation du champ de Sangomar (SNE) et qui est disponible sur le site de l’ITIE a été signé le 15 juillet 2004.
La structure des participants de la Joint-Venture (JV) a considérablement évolué depuis 2004.
La société Woodside Energy Sénégal, devenue opérateur de la JV, détient à l’heure actuelle la majorité des parts (82%).
Deux sociétés interviennent au titre du « Contractant » : Woodside Energy Sénégal et la société nationale Petrosen.
Il faut préciser qu’à la date de signature du contrat de partage de production (2004), l’ancien code pétrolier, institué par la loi n° 98-05 du 8/1/1998, était en vigueur.
Faute de pouvoir accéder aux Avenants du contrat de partage de production (CPP), il peut être retenu que les articles relatifs aux « coûts pétroliers » restent identiques à ceux du contrat initial (14 juillet 2004).
Plusieurs étapes ont précédé la découverte, en 2014, du gisement de SNE (Sangomar) par Cairn (ancien participant et opérateur de la JV) : la recherche-prospection, l’exploration (plusieurs méthodes), l’évaluation et le développement.
A la date du 30 juillet 2023, le taux de réalisation des travaux sur le site de Sangomar était de 88%
Le ‘« first oil » du champ de Sangomar a connu plusieurs reports ; idem pour le « first gas » du champ de GTA.
Les travaux liés aux projets pétroliers et gaziers font l’objet d’une planification rigoureuse et tout retard qui intervient sur une « tâche » du planning a des répercussions sur les autres tâches et sur la fin des travaux et le démarrage effectif de la production.
Les reports ont un coût qui sera répercuté sur le coût global du projet.
Ces retards, clairement identifiés par l’opérateur, doivent être imputés soit au « contractant », soit au deuxième signataire (représentant de l’Etat), soit aux deux.
Dans tous les cas, les coûts associés aux reports ont été présentés et devraient faire l’objet d’une validation officielle.
Les coûts des différents reports du « first oil » seront reversés aux « coûts pétroliers » et ils viendront en diminution du « profit oil », d’où la nécessité de les identifier clairement et de déterminer les causes et les responsabilités de chaque partie.
Les reports peuvent également être le fait des autres prestataires ; dans ces conditions, ils seront supportés intégralement par le prestataire qui n’aura pas respecté les engagements souscrits contractuellement.
Chaque étape conduisant à la mise en production d’un champ de pétrole ou de gaz a un coût.
La découverte du gisement de pétrole de SNE (Sangomar) remonte à 2014.
Nous pouvons admettre, conformément aux termes du contrat de partage de production (CPP), que les « coûts pétroliers » associés aux différentes étapes du processus ont été établis à la fin de chaque exercice et validés par les organes mis en place.
Ces « coûts pétroliers » antérieurs seront présentés dès le début de la production de pétrole brut et ils devront être récupérés.
Le cumul des « coûts pétroliers » n’est connu que par les structures en charge (ministère du Pétrole et des Energies, ministère des Finances et du Budget, etc…).
Les investissements cumulés réalisés par les compagnies pétrolières ne sont connus également que par les structures en charge.
Rappelons que ces « coûts pétroliers » et ces investissements sont étroitement liés aux activités de l’amont pétrolier qui restent des activités hautement spécialisées.
Il est étonnant que le contrat de partage de production (CPP) relie la récupération (recouvrement) des « coûts pétroliers » liés aux immobilisations à des principes comptables « généraux » …
Les amortissements doivent être contractuellement pratiqués sur une période “minimale de cinq ans” (voir annexe du CPP)
Ils peuvent être de dix ans.
Les biens et équipements de l’activité amont « cristallisent » de la haute technologie.
La durée de vie d’un champ pétrolier peut atteindre trente ans.
Les pouvoirs publics auraient dû prendre plus tôt la décision de former les experts sénégalais à l’analyse des coûts pétroliers dont la structure n’est jamais simple ; celle-ci inclut aussi bien des activités de recherche-prospection, d’exploration, d’évaluation, de développement et d’exploitation-production.
Les parts relatives (structure des coûts pétroliers) propres aux différents maillons de la chaîne pétrolière amont, évoluent différemment.
Des fichiers d’immobilisation spécifiques (voir le cas de la SAR au démarrage de ses activités en 1964) auraient dû être créés qui ventileraient les biens et équipements et rendraient plus facile la ventilation des « coûts pétroliers » et éviteraient de « comptabiliser » des éléments qui ne devraient pas figurer dans les « coûts pétroliers ».
Seul l’œil de l’expert est à même de « faire le tri » des coûts et de retenir uniquement les « coûts pétroliers » justifiés.
La loi n° 2019-03 du 1er février 2019 relative au code pétrolier définit clairement les « coûts pétroliers » comme étant l’ensemble des « coûts et dépenses » supportés et payés par le contractant, dans le cadre d’un contrat de partage de production selon les règles en usage dans l’industrie pétrolière.
Il faut connaître, par voie de conséquence, les « règles en usage dans l’industrie pétrolière » …
En fonction de la profondeur d’eau, des pourcentages ont été fixés pour le recouvrement des « coûts pétroliers ».
Dans le contrat de partage de production (CPP) disponible sur le site de l’ITIE et qui couvre le champ de SNE(Sangomar), le pourcentage maximum fixé est de 75%.
Il apparaît ainsi que le recouvrement (récupération) des « coûts pétroliers » est calculé en appliquant le pourcentage de 75% à la valeur de la « Production totale commerciale » annuelle.
Le moment venu, se posera la question complexe de la valorisation de la production commerciale (production de pétrole brut) basée sur les prix du pétrole du marché international et sur le taux de change (dollar/Fcfa).
Le prix « FOB » qui permettra de valoriser la production (production commerciale) devra tenir compte de la qualité du pétrole brut issu du champ de Sangomar et des corrections de valeur qui seront introduites.
Vovo Bombyx
21/9/2023