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 CONTRAT DE PARTAGE DE PRODUCTION











04 février 2022


entre


LA REPUBLIQUE DU NIGER


et


SONATRACH INTERNATIONAL PETROLEUM EXPLORATION AND PRODUCTION


CORPORATION BVI


__________ _________portant sur le bloc____________________________________





KAFRA


 TABLE DES MATIERES





TITRE I - DISPOSITIONS GENERALES........................................................................................................7


Article 1. DEFINITIONS ET INTERPRETATION................................................................................7


Article 2. NATURE JURIDIQUE ET OBJET DU CONTRAT.............................................................21


Article 3. DATE D’ENTREE EN VIGUEUR ET DUREE DU CONTRAT..........................................22


Article 4. CHAMP D'APPLICATION ET ETENDUE DU CONTRAT................................................23


Article 5. DROITS DU CONTRACTANT DANS LA CONDUITE DES OPERATIONS


PETROLIERES ...............................................................................................................................................24


Article 6. OBLIGATIONS GENERALES DU CONTRACTANT DANS LA CONDUITE DES


OPERATIONS PETROLIERES...........................................................................................................................26


Article?. OBLIGATIONS DE L'ETAT.................................................................................................28


TITRE II - DE LA RECHERCHE...................................................................................................................31


Article 8. DE L'ATTRIBUTION, DE LA DUREE ET DU RENOUVELLEMENT DE


L'AUTORISATION EXCLUSIVE DE RECHERCHE........................................................................................31


Article 9. DU PROGRAMME DE TRAVAIL MINIMUM...................................................................33


ARTICLE 10. DE LA DECOUVERTE D'HYDROCARBURES.................................................................35


Article 11. DE LA DIVISION DE L'AUTORISATION EXCLUSIVE DE RECHERCHE....................37


TITRE III - DE L'EXPLOITATION...............................................................................................................39


Article 12. DE L'ATTRIBUTION, DE LA DUREE ET DU RENOUVELLEMENT D'UNE


AUTORISATION EXCLUSIVE D'EXPLOITATION........................................................................................39


ARTICLE 13. DE L’UNITISATION.............................................................................................................43


article 14. DELA PARTICIPATION DE L'ETAT DANS L'AUTORISATION EXCLUSIVE


D'EXPLOITATION..............................................................................................................................................45


Article 15. DES OPERATIONS DE DEVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION................................48


Article 16. DU GAZ NATUREL ASSOCIE............................................................................................49


article 17. DU MESURAGE ET DU TRANSFERT DE LA PROPRIETE DES HYDROCARBURES .51


Article 18. DU TRANSPORT DES HYDROCARBURES......................................................................53


Article 19. DE L’OBLIGATION D’APPROVISIONNEMENT DU MARCHE INTERIEUR.................55


TITRE IV DISPOSITIONS COMMUNES A LA RECHERCHE ET A L’EXPLOITATION.................57


ARTICLE 20. CONTRATS D'ASSOCIATION............................................................................................57


ARTICLE 21. DE L’OPERATEUR...............................................................................................................57


Article22. DES COMITES DE GESTION..............................................................................................58


ARTICLE 23. DU PROGRAMME ANNUEL DE TRAVAUX....................................................................61


ARTICLE 24. DES OBLIGATIONS D'INFORMATION ET DES RAPPORTS..........................................64


ARTICLE 25. DU PERSONNEL..................................................................................................................68


ARTICLE 26. DES PRATIQUES DE FORAGE...........................................................................................70


Article 27. DE LA PROPRIETE DES BIENS MOBILIERS ET IMMOBILIERS...................................71


ARTICLE 28. DES ASSURANCES.............................................................................................................73


Article 29. DES ARCHIVES...................................................................................................................74


Article 30. DE LA CONFIDENTIALITE................................................................................................74


Article 31. DES CESSIONS ET DES CHANGEMENTS DECONTROLE............................................76


ARTICLE 32. DE LA RENONCIATION.....................................................................................................77


TITRE V-DE LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT ET DES MESURES DE SECURITE.... 80


Article 33. DISPOSITIONS GENERALES.............................................................................................80


ARTICLE 34. DU PLAN DE GESTION DES DECHETS............................................................................80


ARTICLE 35. DE LA NOTICE D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL ET DE L’ETUDE D’IMPACT


ENVIRONNEMENTAL APPROFONDIE..........................................................................................................82


ARTICLE 36. DES TRAVAUX D’ABANDON...........................................................................................85


TITRE VI : DISPOSITIONS ECONOMIQUES ET FISCALES...................................................................88


ARTICLE 37. DU BONUS DE SIGNATURE..............................................................................................88


ARTICLE 38. DU BONUS D’EXPLOITATION..........................................................................................89


Article 39. DE LA VALORISATION DES HYDROCARBURES..........................................................90


ARTICLE 40. DE LA REDEVANCE AD VALOREM................................................................................92


fl





2


ARTICLE41. DE LA RECUPERATION DES COUTS PETROLIERS.......................................................92


Article 42. DU PARTAGE DE LA PRODUCTION................................................................................94


Article 43. DE LA LIQUIDATION ET DU PAIEMENT DE LA REDEVANCE AD VALOREM ET DE


LA PART DE PROFIT OIL REVENANT A L'ETAT..........................................................................................95


ARTICLE 44. DES ENGAGEMENTS LIES A LA FORMATION DES AGENTS DU MINISTERE


CHARGE DES HYDROCARBURES..................................................................................................................98


Article 45. DE L’ASSISTANCE JURIDIQUE ET FINANCIERE AU MINISTERE CHARGE DES


HYDROCARBURES...........................................................................................................................................98


ARTICLE 46. DE LA RESPONSABILITE SOCIETALE DES ENTREPRISES.........................................99


ARTICLE 47. DE LA REDEVANCE ........................................................................................101


Article 48. DU PRELEVEMENT EXCEPTIONNEL SUR LES PLUS-VALUES DE CESSION.........102


Article49. AUTRES DISPOSITIONS FISCALES...............................................................................104


Article 50. DISPOSITIONS DOUANIERES.........................................................................................106


Article 51. DE LA COMPTABILITE....................................................................................................109


Article 52. DU REGIME DES CHANGES............................................................................................110


Article 53. DISPOSITIONS PARTICULIERES AUX SOUS-TRAITANTS........................................110


TITRE VII-DISPOSITIONS DIVERSES....................................................................................................111


Article 54. DE LA SURVEILLANCE ADMINISTRATIVE ET TECHNIQUE ET DU CONTROLE


FINANCIER .............................................................................................................................................111


Article 55. DE LA FORCE MAJEURE.................................................................................................112


Article 56. DES SANCTIONS ET DE LA RESILIATION DUCONTRAT..........................................114


Article 57. DE LA SOLIDARITE..........................................................................................................117


Article 58. DROIT APPLICABLE ET STABILISATION DES CONDITIONS...................................117


Article 59. DU REGLEMENT DES DIFFERENDS.............................. 118


Article 60. NOTIFICATIONS ET PAIEMENTS...................................................................................123


ARTICLE 61. DES DOCUMENTS CONTRACTUELS. DE LA LANGUE ET DE LA MONNAIE DU


CONTRAT .............................................................................................................................................125











































































































3


 LISTE DES ANNEXES











Annexe A. Délimitation de la Zone Contractuelle de Recherche


Annexe B. Procédure comptable


Annexe C. Principes du Contrat d'Association


Annexe D. Régime du Transport des Hydrocarbures par Canalisations


Annexe E. Exemple de calcul du remboursement des Coûts Pétroliers et du partage de


production


Annexe F. Assistance juridique


CE CONTRAT EST CONCLU ENTRE LES SOUSSIGNES :











1. LA RÉPUBLIQUE DU NIGER, représentée aux présentes par Monsieur Mahamane Sani


Mahamadou, Ministre du Pétrole, de l’Energie et des Energies Renouvelables, agissant aux


présentes en vertu des pouvoirs qui lui sont conférés par l'article 83 de la loi n°2017-63 du 14


août 2017 du portant Code Pétrolier de la République du Niger,











Ci-après désignée l’"Etat",





D'une part,





ET





2. La société SONATRACH INTERNATIONAL PETROLEUM EXPLORATION AND


PRODUCTION CORPORATION BVI (SIPEX BVI), société de droit des Iles Vierges


Britanniques, ayant son siège social à Craigmuir Chambers, P.O. Box 71, Road Town, Tortola,


British Virgin Island , immatriculée sous le numéro 335439 représentée aux présentes par


Madame Nacera Meraghni agissant en sa qualité de Directeur Général,











Ci-après désignée le "Contractant"





D’autre part,

















L'Etat et le Contractant étant désignés collectivement les "Parties", ou individuellement la "Partie".
















































































W9


5


Vu la loi n°2017-63 du 14 août 2017 (le "Code Pétrolier"), et le décret n° 2018-659/PRN/MPe du


25 septembre 2018 pris pour son application (le "Décret d'Application"),








IL A ETE PREALABLEMENT EXPOSE CE QUI SUIT :


Tous les Gisements d'Hydrocarbures solides, liquides ou gazeux que recèle le sol ou le sous-sol du


territoire de la République du Niger sont et demeurent la propriété exclusive de l'Etat.


La recherche, le développement et l'exploitation des Hydrocarbures sur le territoire de la République


du Niger sont d'importance pour le développement de l'économie du pays, mais nécessitent des


moyens techniques et financiers importants.


La loi n°2017-63 du 14 août 2017 portant Code Pétrolier de la République du Niger et le décret


n°2018-659/PRN/MPe du 25 septembre 2018 pris pour l'application de cette loi autorisent, par


conséquent, le Gouvernement du Niger à attribuer aux Sociétés Pétrolières ou aux Consortiums


justifiant des capacités techniques et financières en vue de la réalisation de telles opérations, une


autorisation exclusive de recherche d'Hydrocarbures et, en cas de découverte d'une quantité


d'Hydrocarbures commercialement exploitable, une autorisation exclusive d'exploitation des


Hydrocarbures découverts, sous réserve de la conclusion avec l'Etat d'un contrat de partage de


production.


SIPEX BV1 souhaite entreprendre des Opérations de Recherche d'Hydrocarbures et, en cas de


Découverte d'un Gisement Commercial, des Opérations d'Exploitation et des Opérations de


Transport. Il a formulé, à cet effet, une demande d'attribution d’une autorisation exclusive de


recherche dans les conditions et suivants les modalités prévues aux articles 131 et 132 du Décret


d'Application, laquelle demande a été jugée recevable.


Les Parties se sont dès lors rapprochées conformément aux dispositions de l'article 133 du Décret


d'Application en vue de la négociation du présent Contrat dont les dispositions ont été approuvées


par le décret pris en Conseil des Ministres conformément à l’article 83 du Code Pétrolier le 16


décembre 2021 (le "Décret d'Approbation").











EN CONSEQUENCE DE QUOI, IL A ETE CONVENU CE QUI SUIT :


 TITRE I - DISPOSITIONS GENERALES


Article 1. DEFINITIONS ET INTERPRETATION


1.1 Définitions


Les termes et expressions visés ci-après ont la signification qui leur est attribuée ci-après,


lorsqu'ils sont précédés d'une lettre majuscule, pour les besoins de l'interprétation et de


l'exécution de ce Contrat :


Accord d’Unitisation : l’accord par lequel le Contractant et les Titulaires d’Autorisations


Exclusives d’Exploitation contiguës et portant sur le même Gisement Commercial,


désignent un Opérateur unique pour ce Gisement Commercial et s’entendent sur les


conditions de financement des dépenses et de partage des produits résultant du


développement et de l’exploitation du Gisement ;


Accords Internationaux de Transport : les accords et conventions conclus entre l'Etat et


les états sur les territoires desquels sera construit et exploité tout Système de Transport des


Hydrocarbures par Canalisations appelé à traverser le territoire d’un ou de plusieurs pays


tiers afin d'organiser cette construction et cette exploitation et de définir le statut de


l'ouvrage et du Contractant Transport ;


Actionnaire : toute personne qui détient :


• une ou plusieurs actions ou parts sociales de toute société composant le Contractant ;


• des obligations ou des créances convertibles en actions d’une société composant le


Contractant ;


Activités Connexes : les activités et travaux suivants, entrepris pour permettre la


réalisation des Opérations Pétrolières et qui sont autorisés suivant les mêmes modalités que


les Opérations Pétrolières :


• l’établissement et l’exploitation de centrales, postes et lignes électriques ;


• la construction ou la mise en place de systèmes de télécommunication ;


• la réalisation d’ouvrages de secours ;


• l’établissement et l’exploitation d’installations de stockage et de mise en dépôt des


matériaux, équipements, produits et déchets, ainsi que la réalisation et l’exploitation


d’installations destinées au ballastage et à l’élimination de la pollution ;


• les adductions d’eau, forages, canalisations et tous autres ouvrages destinés à


l’approvisionnement en eau des Opérations Pétrolières et du personnel ;


• les constructions destinées au logement, aux loisirs, à l’hygiène, aux soins et à


l’instruction du personnel et de leur famille ;


• l’établissement ou l’amélioration de toutes voies de communication et notamment


les routes, ponts, chemins de fer, rigoles, canaux, ports fluviaux, terrains


d’atterrissage ;











4 7





• l’établissement de bornes repères et de bornes de délimitation ;


Agent Public: désigne (i) toute personne employée par une Autorité de l’Etat ou une


organisation internationale ayant le caractère de personne morale de droit public


("Organisation Publique Internationale"), quel que soit son niveau de responsabilité et


qu’il s’agisse d’un fonctionnaire, d’un agent contractuel ou d’une personne liée à l’Autorité


de l’Etat ou à l’Organisation Publique Internationale concernée par un contrat de travail au


sens des Lois en Vigueur et plus généralement quel que soit la nature du lien de droit entre


la personne concernée et l’Autorité de l’Etat ou l’Organisation Publique Internationale


concernée ; (ii) toute personne agissant au nom d’une Autorité de l’Etat ou d’une


Organisation Publique Internationale en vertu d’un titre, d’un mandat ou d’une fonction


officielle ; (iii) tout officiel dirigeant ou agent d’un organisme d’Etat ; (iv) tout officiel,


dirigeant ou agent d’une société ou autre personne morale partiellement détenue ou


contrôlée par l’Etat ; (v) tout candidat à une fonction politique de niveau national; (vi) tout


parti politique ou officiel d’un parti.


Année Civile : une période de douze (12) mois consécutifs commençant le 1er janvier et se


terminant le 31 décembre de la même année ;


Annexe : toute annexe jointe au présent acte ;


Arrêt de Service et Mise en Sécurité : les opérations comprenant le déplacement des


matières et fournitures consommables utilisables pour les Opérations Pétrolières, la vidange


et le nettoyage des systèmes de traitement, la fermeture par phases des services généraux


et des systèmes de sécurité avec pour objectif de sécuriser l’installation et de la préparer au


Démantèlement ;


Arrêté d’Attribution : l'arrêté qui délivrera l'Autorisation Exclusive de Recherche


conformément aux dispositions du Contrat et de la Législation Pétrolière ;


Auditeur : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 54.1 ;


Autorisation :


• l’Autorisation de Prospection,


• l’Autorisation Exclusive de Recherche,


• l’Autorisation Exclusive d’Exploitation,


• ou l’Autorisation de Transport Intérieur ;


Autorisations : au moins deux Autorisations de même nature ou de natures différentes ;


Autorité de l’Etat : désigne l’Etat en tant que personne morale de droit public, tout service,


département ministériel ou autre, agence ou organe non personnalisé de l’Etat personne


morale, y compris les services déconcentrés de l’Etat, toute collectivité territoriale


décentralisée de la République du Niger, tout établissement public et plus généralement


toute personne morale de droit public, toute autorité administrative indépendante de l’Etat


dotée ou non de la personnalité morale, toute juridiction ou tribunal arbitral, toute société,


entité ou personne morale de droit public ou de droit privé détenue ou contrôlée par l’Etat.


Autorité Publique : le Gouvernement de la République du Niger ou toute émanation de


l'Etat (que ce soit au niveau national, régional, départemental ou communal) ou des


collectivités territoriales ;


Autorisation Exclusive de Recherche : l’autorisation exclusive de recherche telle que


définie par le Code Pétrolier, attribuée au Contractant conformément aux dispositions de la


Législation Pétrolière et l’autorisant à entreprendre des Opérations de Recherche


d’Hydrocarbures dans la Zone Contractuelle de Recherche dont le périmètre est défini à


l’Annexe A ;


Autorisation Exclusive d’Exploitation : l’autorisation octroyée en vertu des dispositions


du Code Pétrolier et des textes pris pour son application, qui confère à son Titulaire le droit


exclusif d’entreprendre des Opérations d’Exploitation, dans la Zone Contractuelle


d’Exploitation et, en ce qui concerne les Opérations de Développement et les Opérations


d’Exploitation ayant pour objet la construction et l’exploitation des infrastructures de


surface nécessaires à l’exploitation du ou des Gisements Commerciaux concernés, sur tout


ou partie des terrains donnés en jouissance au Titulaire pour les besoins de la réalisation


des Opérations d’Exploitation ;


Autorisation d’Occupation des Terrains Nécessaires à la Réalisation des Opérations


Pétrolières : toute autorisation d’occupation privative des terrains appartenant au domaine


public nécessaires à la réalisation des Opérations Pétrolières octroyée dans les conditions


et les modalités d’occupation des terrains fixées par la Législation Pétrolière, la législation


ou la règlementation domaniale en vigueur dans la République du Niger ;


Autorisation de Transport Intérieur : l'autorisation octroyée en vertu des dispositions du


Code Pétrolier et des textes pris pour son application, qui confère à son Titulaire le droit


d’entreprendre les opérations de construction et d’exploitation d’un Système de Transport


des Hydrocarbures par Canalisations ;


Baril : le volume de Pétrole Brut égal à 158,9 litres aux conditions normales de température


et de pression ;


BCEAO : la Banque Centrale des Etats d’Afrique de l'Ouest ;


Bonus d’Exploitation : le bonus d’exploitation dû par le Contractant en cas d’attribution


d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation dont le montant et les modalités de paiement


sont fixés à l’Article 38 ;


Bonus de Signature : le bonus de signature dû par le Contractant dont le montant et les


modalités de paiement sont fixés à l'Article 37 ;


Brent : le pétrole issu de la Mer du Nord côté à Londres ;


Budget : l’estimation détaillée de Coûts Pétroliers prévisionnels ;


Cédant : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 48.1 ;


Cessation Définitive de l’Exploitation du Gisement : les étapes terminales de la gestion


du Gisement, la fermeture par phases, l’obturation des Puits, la dépressurisation et le


drainage des systèmes de traitement et l’isolement des systèmes d’évacuation ;


Cessionnaire : toute personne ayant acquis de toute entité composant le Contractant des


droits et obligations résultant de son Autorisation Exclusive de Recherche, ou d’une ou


plusieurs Autorisations) Exclusive(s) d’Exploitation, y compris les personnes ayant acquis


lesdits droits suite à la réalisation d’une sûreté ou par subrogation ou de substitution de


Prêteur. La qualité de Cessionnaire est également dévolue à toute personne ayant pris le


Contrôle d’une entité composant le Contractant ou d’une personne succédant de quelque


manière que ce soit et en tout ou partie aux droits et obligations d’une telle entité ;


Code des Investissements : la loi n°2014-09 du 16 avril 2014 portant code des


investissements en République du Niger, dans ses dispositions en vigueur à la Date de


Signature ou à la Date d’Entrée en Vigueur, si ces dernières s’avèrent être les plus


favorables au Contractant Transport ;


Code Pétrolier : la loi n°2017-63 du 14 août 2017 portant code pétrolier de la République


du Niger ;


Comité de Gestion : le comité dont la constitution, les attributions et les modalités de


fonctionnement sont fixées à l'Article 22 ;


Compte du Trésor Public Ouvert à la BCEAO : tout compte ouvert au nom de l’Etat et


du Trésor Public en particulier dans les livres de la BCEAO, étant précisé que les Parties


conviennent que tout compte ouvert au nom du Trésor Public dans les livres de la BCEAO


est réputé appartenir à l’Etat ;


Compte Bancaire Agréé Trésor Public : tout compte ouvert au nom du Ministère en


charge des Hydrocarbures dans les livres du Trésor Public, étant précisé que les Parties


conviennent que tout compte ouvert au nom du Ministère en charge des Hydrocarbures


dans les livres du Trésor Public est réputé appartenir à l’Etat ;


Concession immobilière : la Concession Industrielle Provisoire ou l'Autorisation


d'Occupation des Terrains Nécessaires à la Réalisation des Opérations Pétrolières


indifféremment ;


Concession Industrielle Provisoire : la concession industrielle provisoire octroyée au


Contractant ou au Contractant Transport, selon le cas, par arrêté conjoint du Ministre chargé


des Hydrocarbures et du Ministre chargé des Domaines, conformément aux dispositions du


titre I, chapitre 3 du Décret d'Application, pour l'occupation de terrains relevant du domaine


privé de l'Etat nécessaires à l'exécution des Opérations Pétrolières et des Opérations de


Transport ;


Consortium : à tout moment, le groupement de sociétés ou autres entités juridiques formé,


le cas échéant, postérieurement à la conclusion du Contrat, dont les membres sont


conjointement titulaires de l’Autorisation Exclusive de Recherche ou le cas échéant d’une


Autorisation Exclusive d’Exploitation, étant précisé que tout Cessionnaire succédant en


tout ou partie aux droits et obligations de l’une des sociétés ou autres entités


susmentionnées dans l’Autorisation Exclusive de Recherche ou dans toute Autorisation


Exclusive d’Exploitation devient partie intégrante du Consortium en ce qui concerne


l’Autorisation dans laquelle elle participe. Le terme Consortium n’est utilisé dans le Contrat


que dans un souci de commodité et ne saurait en aucun cas indiquer une intention


quelconque de la part des sociétés et personnes morales constituant le Consortium, de


former entre elles une entité dotée de la personnalité juridique d’après les lois de quelque


état ou juridiction que ce soit ;


Contractant : SIPEX BVI ou le Consortium formé postérieurement à la conclusion du


présent Contrat ou tout Cessionnaire succédant à l’ensemble des entités qui composent le


Contractant. Lorsqu’il est fait mention de toute entité composant le Contractant dans le


présent Contrat, l’on se réfère, suivant le cas, à SIPEX BVI ou à chaque entité composant


le Consortium ou au Cessionnaire succédant à l’ensemble des entités qui composent le


Contractant ;


Contractant Transport : la société formée pour être le Titulaire d'une ou plusieurs


Autorisations de Transport Intérieur et pour mener les Opérations de Transport ;


Contrat : le présent acte et ses annexes ainsi que tout amendement, substitution, extension


ou renouvellement aux présentes en vertu de la convention des Parties. Toutefois, lorsqu’il


est fait référence au Contrat dans une Annexe, ce terme désigne uniquement le présent acte ;





Contrat d’Association : le contrat qui régit le fonctionnement du Consortium et les


relations entre les entités qui en sont membres ;





Contrôle :





(a) soit la détention directe ou indirecte par une personne physique ou morale, d’un


pourcentage d’actions ou de parts sociales ou de tout autre titre donnant lieu à la


majorité des droits de vote aux assemblées générales d’une entité ou permettant


l’exercice d’un pouvoir déterminant dans la direction de ladite entité, étant précisé


qu’au sens du Contrat, une personne est présumée exercer un pouvoir déterminant


dans la direction d’une entité, lorsqu’on raison de circonstances de droit ou de fait,


elle est en mesure de faire prévaloir son point de vue dans les prises de décision


de cette entité ;





(b) soit la minorité de blocage des décisions de l’assemblée générale d’une entité,


déterminée, en ce qui concerne les sociétés, dans les conditions prévues par l’acte


uniforme OHADA sur le droit des sociétés commerciales et le groupement


d’intérêt économique ou par la loi du lieu du siège social de la société concernée,


si celle-ci s’avère plus pertinente pour l’appréciation de cette minorité de blocage ;





(c) soit l’exercice du pouvoir déterminant de décision mentionné ci-dessus en vertu


d’accords ou de pactes, statutaires ou non, conclus entre actionnaires ou associés ;





Convention de Transport : le contrat attaché à une autorisation de transport intérieur


délivrée dans les conditions prévues par la Législation Pétrolière ;


Convention de Washington : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 59.4.1 ;


Cost Oil : la part de la Production Nette d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation, nette


de la Redevance ad Valorem, affectée au remboursement des Coûts Pétroliers effectivement


supportés par le Contractant pour la réalisation des Opérations Pétrolières objet du Contrat ;


Cost Oil de la Participation Portée : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 14.4.4 ;


Cost Oil Paiement en Nature : a le sens donné à ce terme à l’Article 48 ;


Cost Stop : le pourcentage maximum de la Production Nette d’une Autorisation Exclusive


d’Exploitation, nette de la Redevance ad Valorem, qui peut être affecté au remboursement


des Coûts Pétroliers au titre d’un Exercice Fiscal, conformément aux stipulations de


l’Article 41 ;


Co-Titulaire : la personne Titulaire avec d’autres d’une Autorisation ;


Coûts de Transport : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 39.1.2 ;


Coûts des Travaux d’Abandon : l’ensemble des coûts, charges et dépenses encourus par


le Contractant en vue de réaliser ou dans le cadre de l’exécution des Travaux d’Abandon


prévus au Contrat. Ils sont exclusivement constitués des provisions constituées


conformément aux stipulations du Paragraphe 36.3 et de la part des coûts afférents aux


Travaux d’Abandon qui excède le montant desdites provisions ;











Q


11


Coûts Pétroliers : l’ensemble des coûts, charges et dépenses encourus par le Contractant


en vue ou dans le cadre de l’exécution des Opérations Pétrolières prévues au Contrat, et


calculés selon les modalités de la procédure comptable objet de l’Annexe B du Contrat. Ils


se décomposent en :


(a) coûts des Opérations de Recherche ;


(b) coûts des Opérations de Développement ;


(c) coûts des Opérations de Production ;


(d) Coûts des Travaux d’Abandon ;


Date d'Entrée en Vigueur : la date de prise d’effet du Contrat telle que fixée à l’Article


Article 3 ;


Date de Signature : la date à laquelle le présent Contrat est signé entre les Parties ;


Découverte : i) le fait pour le Contractant de trouver, au cours de ses Opérations de


Recherche, des Hydrocarbures dont l'existence était inconnue jusque-là et dont le débit en


surface peut être mesuré conformément aux méthodes d’essais de production de l’industrie


pétrolière internationale ; ii) les Hydrocarbures trouvés par un tiers dans la Zone


Contractuelle de Recherche, antérieurement à l’octroi de l’Autorisation Exclusive de


Recherche, et que le Titulaire décide de soumettre au régime prévu pour les Hydrocarbures


visés au i) de la présente définition ;


Décret d’Application : le décret n°2018-659/PRN/MPe du 25 septembre 2018 pris pour


l’application du Code Pétrolier ;


Décret d’Approbation : le Décret n°1049/PRN/MP/E/ER pris en Conseil des Ministres le


16 décembre 2021 ayant approuvé le Contrat ;


Décret d’Octroi : le décret octroyant au Contractant une Autorisation Exclusive


d'Exploitation ;


Délai de Commencement : le délai dans lequel le Contractant est tenu de commencer les


Opérations de Développement, tel que ce délai est prévu à l'Article 15 ;


Délai de Remédiation : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 56.3 ;


Demande d’Occupation des Terrains : la demande d’octroi d’un titre juridique conférant


au Contractant, le droit d’occuper des parcelles du domaine public ou privé de l’Etat, des


propriétés privées ou des terrains faisant l’objet de droits coutumiers préalablement


incorporés dans le domaine public ou privé de l’Etat, en vue de la réalisation des Opérations


Pétrolières et des travaux visés à l’article 12 du Code Pétrolier ;


Démantèlement : l’opération consistant à procéder au dégagement permanent d’une Zone


Contractuelle et à la récupération des tuyauteries, câbles de connexion, et autres


équipements affectés aux Opérations Pétrolières ;


Division : l’opération permettant de transformer l’Autorisation Exclusive de Recherche


en plusieurs Autorisations de même type dont l’ensemble des zones contractuelles est


identique à la zone contractuelle de l’Autorisation Exclusive de Recherche initiale ;


Dollar : la monnaie ayant cours légal aux Etats-Unis d’Amérique ;











12


Données Pétrolières : toutes informations et données géologiques, géophysiques et


géochimiques obtenues par le Contractant à l’occasion des Opérations Pétrolières et


notamment les diagraphies, cartes, études, rapports d’études, déblais de Forage, carottes,


échantillons, résultats d’analyses, résultats de tests, mesures sur les Puits de Développement


ou de Production, évolution des pressions et tous rapports techniques définis dans le


Contrat ;


Environnement : l’ensemble des éléments physiques, chimiques et biologiques, des


facteurs sociaux et des relations dynamiques entretenues entre ces différentes


composantes ;


Etablissements Classés : les établissements visés notamment à l’article 2, alinéa j, de la


loi n 98-56/ du 29 décembre 1998 portant loi-cadre relative à la gestion de l’environnement


ou dans ses textes subséquents, qui présentent des causes de danger ou des inconvénients


pour la sécurité des personnes, des biens ou de l’Environnement et, notamment, la


commodité du voisinage, la santé publique, l’agriculture ou l’écosystème ;


Etat : la République du Niger, toute personne physique ou toute personne morale de droit


public dûment habilitée et autorisée à agir en son nom dans le cadre du Contrat, des


dispositions de la Législation Pétrolière ou de tout autre loi ou règlement visé par le Contrat.


Partout où il est fait mention de l’Etat au Contrat sans indication expresse de l’autorité


habilitée à agir en son nom, il conviendra de se reporter, pour l’identification de cette


autorité, suivant le cas, à la Législation Pétrolière ou aux Lois en Vigueur ;


Etude de Faisabilité : l’évaluation et la délimitation d’un Gisement ou de plusieurs


Gisements à l’intérieur d’une Zone Contractuelle ainsi que toutes études économiques et


techniques permettant d’établir le caractère Commercial ou non du Gisement ou des


Gisements, telle que plus amplement décrite au Paragraphe 10.2 ;


Etude de Faisabilité du Système de Transport des Hydrocarbures par


Canalisations : l’étude réalisée en vue de la demande d’attribution d’une Autorisation


de Transport Intérieur, et qui permet de déterminer les conditions techniques,


juridiques, économiques et financières relatives à la construction et à l’exploitation du


Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisation pour lequel l’Autorisation


de Transport Intérieur est sollicitée ;


Etude d’Impact Environnemental Approfondie : l’étude d’impact environnemental


approfondie au sens de la législation relative à la protection de l’Environnement ;


Euro : la monnaie ayant cours légal dans l’Union Economique et Monétaire Européenne ;


Exercice Fiscal : la période, correspondant à l’Année Civile, qui sert notamment de base à


la détermination du Cost Oil et du Profit Oil ;


Facteur-R : le ratio déterminé conformément aux stipulations du Paragraphe 42.2 et


servant de base au calcul de la part de Profit Oil revenant aux Parties ;


Forage : l’ensemble des techniques permettant de creuser un Puits en vue de la recherche,


de l’évaluation ou de l’extraction des Hydrocarbures ;


Force Majeure : tout évènement ou circonstance tel que défini à l'Article 55 ;


Fournisseur : toute personne physique ou morale qui livre des biens au Contractant sans


accomplir une Opération Pétrolière et dont les fournitures ne se rattachent pas à un contrat


d’entreprise comportant pour l’essentiel des obligations de faire. La proportion des


obligations de livrer emportant qualification du contrat en contrat de fourniture est


déterminée conformément aux dispositions de l’acte uniforme OHADA sur le droit


commercial général relatives à la vente commerciale ;


Franc CFA : la monnaie ayant cours légal en République du Niger ;


Gaz Naturel : le gaz sec ou le gaz humide, produits isolément ou en association avec le


Pétrole Brut ainsi que tous autres constituants gazeux extraits des Puits ;


Gaz Naturel Associé : le gaz sec ou humide existant dans un Réservoir en solution avec le


Pétrole Brut, ou sous forme de "gas-cap” en contact avec le Pétrole Brut, et produit ou


pouvant être produit en association avec le Pétrole Brut ;


Gaz Naturel Liquéfié : le gaz naturel condensé à l’état liquide ;


Gisement : une structure géologique imprégnée d'Hydrocarbures ;


Gisement Commercial : un Gisement pour lequel une Etude de Faisabilité a démontré


qu’il peut être développé et exploité dans des conditions économiques, conformément aux


règles en usage dans l'industrie pétrolière internationale ;


Hydrocarbures : le Pétrole Brut et le Gaz Naturel ;


Ingénierie : les travaux préparatoires associés notamment à la sélection des différentes


options, l’observation du déroulement des opérations, l’identification et la gestion des


risques et responsabilités, les études préliminaires et détaillées à l’appui de chaque phase


des opérations, les études de sécurité, les études conduites pour la réalisation d’installations


industrielles, les Etudes d’Impact Environnemental, la préparation de la documentation


exigée par la législation et la réglementation en vigueur, la mise en œuvre des processus de


consultation, la vérification et l’évaluation par des tiers indépendants commis par le


Contractant ;


Jour : une période continue de vingt-quatre(24) heures commençant à zéro (0) heure et se


terminant à vingt-trois (23) heures et cinquante-neuf (59) minutes sur le fuseau horaire de


la République du Niger ou sur tout autre fuseau horaire arrêté d’un commun accord par les


Parties ;


Jour Ouvrable : tout Jour considéré comme ouvrable au sens des Lois en Vigueur ;


Journal Officiel : le Journal Officiel de la République du Niger ;


Législation Pétrolière : l’ensemble des textes applicables en matière pétrolière en


République du Niger, à la Date d’Entrée en Vigueur, et, en particulier, le Code Pétrolier et


le Décret d’Application ;


Lois en Vigueur : toute loi ou acte de même valeur juridique, acte dérivé d’un traité ou


d’un accord international régulièrement ratifié par la République du Niger, tout acte


administratif à caractère réglementaire ou individuel, toute jurisprudence en vigueur en


République du Niger à la Date d’Entrée en Vigueur, non contraire à la Législation


Pétrolière, auquel le Contractant demeure soumis pour toutes les matières non régies par la


Législation Pétrolière ;


Manquement : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 56.1 ;


Notice d’Impact Environnemental : la notice d’impact environnemental au sens de la





X





14


législation relative à la protection de l’Environnement ;





Notification de Différend de Force Majeure : a le sens donné à ce terme au Paragraphe


55.3.


Notification de Force Majeure : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 55.3.


OHADA : l’Organisation pour l’Harmonisation du Droit des Affaires en Afrique ;


Opérateur : toute Société Pétrolière Co-Titulaire de l’Autorisation Exclusive de


Recherche ou d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation, à laquelle est confiée la charge


de la conduite et de l’exécution des Opérations Pétrolières conformément aux stipulations


du Contrat d’Association et dans le respect des stipulations du Contrat ;


Opérateur National : la société commerciale de droit nigérien dont le capital est


entièrement détenu par la République du Niger ou par la République du Niger et toute autre


collectivité territoriale de la République du Niger, créée en vue de l’exercice des Opérations


Pétrolières et, d’une manière générale, des activités visées à l’article 8 du Code Pétrolier ;


Opérations de Développement : les activités entrant dans le champ des Opérations


d’Exploitation, entreprises par le Contractant, titulaire d’une Autorisation Exclusive


d’Exploitation afin de permettre la mise en production d’un Gisement Commercial. Ces


opérations comprennent notamment le Forage de Puits de Développement ou de


Production, la construction ou l’installation d’équipements de collecte, de canalisations,


d’usines et d’autres aménagements nécessaires à la production, au stockage et au transport


des Hydrocarbures à l’intérieur des Zones Contractuelles d’Exploitation ou entre Zones


Contractuelles d’Exploitation ou entre les différents Gisements appartenant à une même


Zone Contractuelle d’Exploitation (à l’exception des travaux entrant dans le champ des


Opérations de Transport), ainsi que les travaux préliminaires et tests de production réalisés


avant le début de la production commerciale des Hydrocarbures ;


Opérations d’Exploitation : les activités liées à l’extraction et au Traitement des


Hydrocarbures à des fins commerciales, à l’exclusion de toutes activités ayant pour objet


ou pour effet la production, y compris à l’occasion des opérations de traitements


d’Hydrocarbures, de produits raffinés ou dérivés d’Hydrocarbures ou la transformation du


Gaz Naturel en Gaz Naturel Liquéfié. Les Opérations d’Exploitation comprennent


notamment les Opérations de Développement et les activités de production, de stockage et


d’évacuation des Hydrocarbures jusqu’au point de raccordement au Système de Transport


des Hydrocarbures par Canalisations, ainsi que les Travaux d’Abandon, à l’exclusion de


ceux relatifs aux Opérations de Recherche, et les Activités Connexes ;


Opérations de Production : les Opérations d’Exploitation à l’exclusion des Opérations de


Développement et des Travaux d’Abandon ;


Opérations de Recherche : l’ensemble des activités ci-dessous :


i) les Opérations de Prospection au sens de la Législation Pétrolière ;


ii) les investigations directes et indirectes en profondeur, notamment au travers de


forages d’exploration et d’études de détail, destinées à découvrir des Gisements


Commerciaux ;


iii) les activités d’évaluation et de délimitation d’un Gisement ;


iv) les activités liées à l’abandon des installations de surface et de fond et des


Gisements n’ayant pas fait l’objet d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation,


ainsi que les activités de réhabilitation ou de remise en état des sites ou toutes autres


opérations requises par la législation et la règlementation en vigueur en matière de











15


protection de l’Environnement pour supprimer, réduire ou, si possible, compenser


les conséquences dommageables des activités visées au (i), (ii) et (iii) ci-dessus sur


l’Environnement ;


v) les Activités Connexes./////////////////////


Opérations de Transport : toutes les opérations afférentes à un Système de Transport des


Hydrocarbures par Canalisations, notamment les activités de conception, d'assemblage, de


construction, d'exploitation, de fonctionnement, de gestion, de maintenance, de réparation


et d’amélioration de ce Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations ;


Opérations Pétrolières :


• les Operations de Recherche ;


• les Opérations d’Exploitation, y compris les Opérations de Développement ;


Paiement en Nature : a le sens donné à ce terme à l’Article 48 ;


Participation : les intérêts indivis détenus par le Titulaire dans une Autorisation ou,


lorsque celle-ci est détenue par un Consortium, par chacun des membres du Consortium


dans ladite Autorisation en vertu des accords ou contrats d’association conclus entre


eux pour les besoins de la formation et du fonctionnement du Consortium ;


Participation Portée : la Participation de l’Etat ou de l’Opérateur National financée par


son ou ses Co-Titulaires dans l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée, dans les


conditions prévues à l’article 62, troisième alinéa, du Code Pétrolier et l'Article 14 ci-après ;


Participation Publique : a le sens donné à ce terme à l’Article 14 ;


Périmètre d’Evaluation : le périmètre de la Zone Contractuelle de Recherche sur lequel


le Contractant envisage de réaliser une Etude de Faisabilité permettant d’établir le caractère


commercial ou non de tout Gisement découvert dans ladite Zone Contractuelle ;


Période Initiale : la première période de recherche définie au Paragraphe 8.1 ;


Période Intermédiaire : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 15.1 ;


Période de Prorogation : la période de validité de l’Autorisation Exclusive de Recherche


à compter de sa date de prorogation ;


Période de Renouvellement : la période de validité d’une Autorisation à compter de sa


date de renouvellement ;


Période de Validité : suivant le cas, la Période Initiale, l’une quelconque des Périodes de


Renouvellement ou la Période de Prorogation ;


Pétrole Brut : l’huile minérale brute, l’asphalte, l’ozokérite et tous autres Hydrocarbures


liquides à l'état naturel ou obtenus du Gaz Naturel par condensation ou extraction, y


compris les condcnsats et les liquides de Gaz Naturel ;


Plan de Développement Communal : le plan de développement communal élaboré par


les autorités compétentes de toute commune sur le territoire de laquelle est situé tout ou


partie du périmètre faisant l’objet d’une demande d’Autorisation Exclusive d’Exploitation,


dont les orientations servent de base à l’élaboration des Programmes Pétroliers de


Développement Communal ;


Plan de Développement Régional : le plan de développement régional élaboré par les


autorités compétentes de toute région sur le territoire de laquelle est situé tout ou partie du


périmètre faisant l’objet d’une demande d’Autorisation Exclusive d’Exploitation, dont les


orientations servent de base à l’élaboration des Programmes Pétroliers de Développement


Régional ;


Plan de Développement et d’Exploitation : le plan présenté par le Contractant


conformément aux stipulations de l’Article 12 ;


Plus-Value de Cession : a le sens qui lui est donné au Paragraphe 48.1 ;


Point de Livraison : le point de transfert, par le Contractant à ses acheteurs, de la propriété


des Hydrocarbures, soit au point de chargement F.O.B. au port d’embarquement sur la côte


maritime, soit à tout autre point convenu entre les Parties et situé à l'intérieur ou à l'extérieur


du territoire de la République du Niger ;


Point de Mesurage : le point servant de base à la mesure des Hydrocarbures extraits d’un


Gisement Commercial, tel que défini au Paragraphe 17.2, soit à la bride de sortie du


réservoir de stockage, soit à la sortie des usines de traitement et de séparation ;


Prêteurs : les personnes participant au financement ou au refinancement, lorsqu’il ne s’agit


pas d’apport en capital, des Opérations Pétrolières, y compris tout garant ou assureur des


prêts souscrits à cet effet par le Contractant et tous cessionnaires, représentants, fiduciaires


ou sociétés affiliées auxdites personnes ;


Prix du Marché : le prix de vente, au Point de Livraison, du Pétrole Brut de toute Zone


Contractuelle d’Exploitation, déterminé conformément aux stipulations du Paragraphe


39.2;


Prix du Marché Départ Champ : le prix du Pétrole Brut de toute Zone Contractuelle


d’Exploitation, au Point de Mesurage, détermine conformément aux stipulations du


Paragraphe 39.1 ;


Procédure d’Arbitrage ; la procédure décrite au Paragraphe 59.4 ;


Procédure de Conciliation : la procédure décrite au Paragraphe 59.3 ;


Procédure d’Expertise : la procédure décrite au Paragraphe 59.2 pour la résolution des


différends de nature technique ;


Production Nette : la production totale d’Hydrocarbures d’une Zone Contractuelle


d’Exploitation diminuée de toutes eaux, de tous sédiments produits, de toutes quantités


d’Hydrocarbures réinjectées dans le Gisement ou les Gisements, utilisées ou perdues au


cours des Opérations Pétrolières ;


Produits Pétroliers : tous les produits résultant des opérations de raffinage, notamment les


carburants automobiles, les carburants aviation, les soutes maritimes et le pétrole lampant ;


Profit Oil : a le sens qui lui est donné au Paragraphe 42.1 ;


Programme Annuel de Travaux : le document descriptif des Opérations Pétrolières que


le Contractant s’engage à réaliser au cours d’une Année Civile, notamment sur la base du


Programme de Travail Minimum. Le Programme Annuel de Travaux est établi


conformément aux stipulations de l’Article 23 ;














17


Programme de Travail Minimum : les travaux minimum convenus entre l’Etat et le


Contractant, prévus à l’Article 9 pour chaque période de recherche, que le Contractant


s’engage à réaliser ;


Programme Pétrolier de Développement Communal (PPDC) : le document élaboré par


le Contractant dans le cadre de la demande d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation en


concertation avec les autorités compétentes des communes sur le territoire desquelles est


située la Zone Contractuelle d’Exploitation sollicitée, définissant les projets à vocation


économique et sociale à réaliser au profit des populations desdites communes, dans le


respect des orientations du Plan de Développement Communal ;


Programme Pétrolier de Développement Régional (PPDR) : le document élaboré par le


Contractant dans le cadre de la demande d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation en


concertation avec les autorités compétentes des régions sur le territoire desquelles est située


la Zone Contractuelle d’Exploitation sollicitée, définissant les projets à vocation


économique et sociale à réaliser au profit des populations desdites régions, dans le respect


des orientations du Plan de Développement Régional ;


Puits : l’ouverture pratiquée dans le sous-sol en vue de l’exploration ou de l’exploitation


des Hydrocarbures, ainsi que tout équipement y afférent ;


Puits de Développement ou de Production : tout Puits foré en vue de la production


d’Hydrocarbures, y compris les Forages d’injection d’eau ou de gaz destinés à maintenir la


pression ou à remettre le Gisement en pression ;


Puits d’Evaluation : tout Puits foré pour évaluer une Découverte ;


Puits d’Exploration : tout Puits foré pour rechercher un Gisement d’Hydrocarbures ;


Raffinage : l’ensemble des opérations chimiques ou physicochimiques réalisé sur des


Hydrocarbures en vue de les transformer notamment en carburants automobiles, carburants


aviation, pétrole lampant, et Gaz de Pétrole liquéfié ;


Redevance Ad Valorem : a le sens donné à ce terme à l’Article 40 ;


Remboursement complet : a le sens donné à ce terme à l’Article 14 ;


Réservoir : la partie de la formation géologique poreuse et perméable contenant une


accumulation distincte d’Hydrocarbures, caractérisée par un système de pression unique


telle que la production d’Hydrocarbures d’une partie de la formation affecte la pression de


la formation toute entière ;


Secteur Pétrolier Aval : les activités de Raffinage des Hydrocarbures, de transport, de


stockage et de distribution des Produits Pétroliers ;


Société Affiliée :


(a) d'une part, toute société ou autre personne morale ayant directement ou


indirectement le Contrôle d’une entité composant le Contractant ou étant


directement ou indirectement sous le Contrôle d’une entité composant le


Contractant ;


(b) d'autre part, toute société ou autre personne morale directement ou indirectement


sous le Contrôle d’une société ou autre personne morale ayant directement ou


indirectement le Contrôle d’une société composant le Contractant, étant rappelé


que la notion de Contrôle à prendre en compte pour la définition de la Société


Affiliée est celle définie au présent Article ;


Société Pétrolière : la société commerciale justifiant des capacités techniques et


financières pour mener à bien tout ou partie des Opérations Pétrolières ou des Opérations


de Transport ou l’Opérateur National ;


Sous-traitant : toute personne autre qu’un Fournisseur, y compris les Actionnaires et


Sociétés Affiliées du Contractant, qui, liée par un contrat signé avec le Contractant,


entreprend des travaux, fournit des biens ou assure des services relatifs aux Opérations


Pétrolières faisant l’objet du Contrat ;


Substances Connexes : les substances extraites à l’occasion des Opérations de Recherche,


des Opérations de Développement ou des Opérations d’Exploitation, à l’exception des


Hydrocarbures eux-mêmes et des substances relevant du code minier de la République du


Niger ;


Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations: les canalisations et


installations affectées au transport des Hydrocarbures à partir du Point de Mesurage jusqu’à


tout Point de Livraison, y compris les stations de pompage, les systèmes de


télécommunication, les installations de stockage, de traitement et de chargement des


Hydrocarbures ainsi que tous les équipements accessoires, les extensions, modifications et


ajouts à venir, construits sur ou traversant le territoire de la République du Niger ;


Taux de Référence : le tauxLibor Dollars à 3 mois (flottant), tel qu'il apparaît sur l'écran


Telerate à 11 heures (heure de Londres) deux jours ouvrables (place de Londres) avant le


premier jour de la période considérée. L'écran Telerate désigne la page 3750 duDow Jones


Telerate Monitor Service ou tout autre page qui remplacerait la page 3750 pour les dépôts


en Dollars ; lorsqu'il est fait mention du Taux de Référence augmenté de x%, le taux


d'intérêt est calculé par addition du taux Libor et du montant indiqué ; lorsqu'il est précisé


que le Taux de Référence est augmenté de x points de base, le taux d'intérêt est calculé par


addition du taux Libor et des points de base, étant précisé que 100 points de base


correspondent à 1% ;


Tax OU : la part de Profit Oil revenant à l’Etat à l’exception de celle qui lui revient en sa


qualité d’entité membre du Contractant ;


Terme : la date à laquelle le Contrat arrive à expiration et cesse de produire ses effets. Cette


date est déterminée suivant les modalités fixées à l’Article 3 ;


Tiers : toute personne autre que le Contractant, un Actionnaire, une Société Affiliée, un


Cessionnaire ou toute autre personne subrogée dans les droits du Contractant. Les Sous-


traitants dépourvus de la qualité d’Actionnaire, de Société Affiliée ou de Cessionnaire ont


également la qualité de Tiers au sens du Contrat ;


Titulaire : soit le Contractant pris collectivement, soit tout autre titulaire d’une autorisation


minière d’hydrocarbures ;


Travaux d’Abandon ; les activités visées au point iv) ci-dessus sous la définition des


Opérations de Recherche, ainsi que la gestion, le contrôle et l’exécution des opérations


aboutissant à la Cessation Définitive de l’Exploitation d’un Gisement, en tout ou partie, et


la mise en sécurité de tout ou partie de la Zone Contractuelle concernée, ainsi qu’à la remise


en état des sites notamment par le Démantèlement des installations. Les Travaux


d’Abandon comprennent notamment la préparation et la mise à jour d’un plan d’abandon,


la cessation définitive des opérations de production, l’arrêt de service des unités de


traitement, leur démantèlement, le transport et le dépôt du matériel ainsi que l’Ingénierie


liée à l’exécution de ces opérations ;


Trésor Public : l’administration du trésor de la République du Niger au sens des


dispositions de la directive UEMOA N°07/CM/UEMOA du 26 juin 2009 portant règlement


général sur la comptabilité publique au sein de l’UEMOA ;


Trimestre : une période de trois (3) mois consécutifs commençant le premier Jour de


janvier, d'avril, de juillet et d’octobre de chaque Année Civile ;


Volume de Remplissage : a le sens donné à ce terme au Paragraphe 43.6 ;


Zone Contractuelle : au singulier, une Zone Contractuelle de Recherche ou une Zone


Contractuelle d’Exploitation, suivant les cas, et au pluriel, au moins deux de ces Zones


Contractuelles prises conjointement ;


Zone Contractuelle de Recherche : à tout moment la superficie, en surface et en


profondeur, dans les limites de laquelle la réalisation des Opérations de Recherche est


autorisée en vertu de l'Autorisation Exclusive de Recherche après déduction, le cas échéant,


des surfaces rendues par le Contractant ;


Zone Contractuelle d’Exploitation : à tout moment la superficie, en surface et en


profondeur, sur laquelle la réalisation des Opérations d’Exploitation est autorisée en vertu


d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation ;


Les termes utilisés dans le Contrat et n'ayant pas fait l'objet d'une définition au présent


Article, ont le sens qui leur est conféré par la Législation Pétrolière ou, à défaut :


(a) celui qui leur est conféré par les Lois en Vigueur, non contraires au présent Contrat


ou à la Législation Pétrolière ;


(b) et, dans le silence des Lois en Vigueur, celui qui découle des usages généralement


admis dans l'industrie pétrolière internationale.


1.2 Interprétation


(a) Les références aux Articles, Paragraphes et Annexes sont des références aux


articles, paragraphes et annexes de ce Contrat à moins qu'il n'en soit précisé


autrement.


(b) Les Annexes à ce Contrat ont la même valeur juridique que le Contrat lui-même


dont elles font partie intégrante.


(c) Les titres utilisés dans ce Contrat (Titres, Articles et Paragraphes) le sont


uniquement pour des raisons pratiques et ne peuvent être interprétés comme ayant


une signification quelconque ni comme indiquant que toutes les dispositions du


Contrat qui traitent d'un sujet particulier se trouvent dans un Titre, un Article ou


un Paragraphe particulier.


(d) Toute référence au singulier ou au pluriel doit être prise dans son contexte suivant


la signification que lui confère ledit contexte.


(e) Le mot "personne” vise toute personne physique ou toute personne morale de droit


privé ou public.














20


 (f) Le mot "entité" vise toute personne morale de droit privé ou public ainsi que tout


groupement de personnes morales. Il ne comprend pas dans son acceptation de


personnes physiques ni de groupement comprenant des personnes physiques.


(g) Les termes "octroi", "attribution", "délivrance" lorsqu'ils s'appliquent à une


autorisation, un permis ou tout autre acte administratif (y compris une


Autorisation) désignent le moment où l'autorisation, le permis ou l'acte


administratif a été valablement délivré ou pris par l'Autorité Publique compétente,


qu'il a été notifié au bénéficiaire dans les formes prévues par les Lois en Vigueur


ou le Contrat et lorsqu'il s'agit d'un acte de nature réglementaire, qu'il a été publié


au Journal Officiel ou selon les autres modes requis, le cas échéant, par les Lois


en Vigueur. Les arrêtés ministériels ou interministériels octroyant les


Autorisations, les décrets et les lois du Niger doivent, en particulier, être publiés


au Journal Officiel.


(h) Lorsqu'une approbation ou un avis doit être donné par une Partie ou, en ce qui


concerne l'Etat, par une Autorité Publique, pour les besoins de l'exécution de ce


Contrat, il est convenu que la Partie concernée répondra avec diligence à la


demande d'approbation ou d'avis et dans un délai n'excédant pas trente (30) Jours


quand le Contrat ne contient pas de précisions à cet effet et que le refus de délivrer


l'approbation ou l'avis doit être écrit et motivé sauf dispositions contraires des Lois


en Vigueur ou du Contrat.











Article 2. NATURE JURIDIQUE ET OBJET DU CONTRAT


2.1 Le présent Contrat est un Contrat de Partage de Production au sens de l'article 86 du Code


Pétrolier. Il fixe :


(b) d'une part, les conditions dans lesquelles le Contractant réalisera, pour le compte


de l'Etat et aux seuls risques et périls du Contactant, les Opérations de Recherche


à l'intérieur de la Zone Contractuelle de Recherche et, en cas de découverte d'un


Gisement Commercial, les Opérations d'Exploitation à l'intérieur de toute Zone


Contractuelle d'Exploitation ;


(c) d'autre part, les modalités de partage entre l'Etat et le Contractant, de la production


issue de tout Gisement Commercial découvert à l'intérieur de la Zone


Contractuelle. 11 est précisé que le Prix de Marché de chaque Baril vendu par le


Contractant est perçu par ce dernier afin de lui permettre, relativement au Baril


concerné de :


(1) payer le Coût de Transport ;


(2) payer la Redevance ad Valorem ;


(3) percevoir le Cost Oil ;


(4) payer le Tax Oil ;


(5) percevoir le Profit Oil revenant au Contractant.


(d) enfin, en cas de découverte d'un Gisement Commercial, les conditions relatives à


la délivrance d'une ou plusieurs Autorisations de Transport Intérieur au


Contractant Transport et à la conclusion entre ce dernier et l’Etat d'une ou











21


 plusieurs Conventions de Transport, sans préjudice des Lois en Vigueur relatives


au transport des Hydrocarbures par canalisations.








Article 3. DATE D’ENTREE EN VIGUEUR ET DUREE DU CONTRAT


3.1 Entrée en vigueur


Le présent Contrat entrera en vigueur le premier Jour Ouvrable où l'ensemble des conditions


suivantes auront été réalisées (la "Date d’Entrée en Vigueur") :


(a) signature du Contrat par les Parties ;


(b) attribution au Contractant de l'Autorisation Exclusive de Recherche ;


(c) publication au Journal Officiel du Décret d'Approbation et de l'Arrêté


d'Attribution ; et


(d) paiement par le Contractant des sommes prévues à l’Article 37 et des premières


sommes prévues aux Articles 44 et 45.


Toutefois, les dispositions du Paragraphe 8.1, celles relatives au droit pour le Contractant


d'avoir accès aux Données Pétrolières et celles des Articles 37, 44, 45 et 49, entrent en


vigueur à la date de signature du Contrat.


Il est cependant convenu qu'à défaut de paiement par le Contractant, dans les délais stipulés


au Contrat, de l'ensemble des sommes visées à l’Article 37 et de toutes autres sommes dues


à la date d'exigibilité du Bonus de Signature conformément aux Articles 44 et 45, le Contrat


sera résilié de plein droit et sans mise en demeure préalable ni préavis, en ce qui concerne


ses dispositions entrées en vigueur à la date de sa signature, et caduc en ce qui concerne


toutes les dispositions dont l'entrée en vigueur est subordonnée à la réalisation de l'ensemble


des conditions suspensives stipulées dans le présent Paragraphe. Dans ce cas, en l’absence


de contrat pétrolier au sens du Code Pétrolier, l’Autorisation Exclusive de Recherche sera


retirée de plein droit, sans préavis ni mise en demeure préalable.


3.2 Durée


Le Contrat reste en vigueur pour la durée de l’Autorisation Exclusive de Recherche (y


compris ses éventuels renouvellements et prorogation) et de toute Autorisation Exclusive


d’Exploitation (y compris son éventuel renouvellement) résultant de la Découverte d'un ou


de plusieurs Gisements Commerciaux à l’intérieur de la Zone Contractuelle de Recherche.


Il est rappelé que conformément aux dispositions de l’article 61 du Code Pétrolier et du


Paragraphe 12.5.4, chaque renouvellement d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation


donnera lieu à un avenant modifiant en tout ou partie les termes du Contrat.


3.3 Fin anticipée


Il ne peut être mis fin de façon anticipée au présent Contrat que dans les cas suivants :


(a) par consentement mutuel des Parties ;


(b) en cas de renonciation par le Contractant à la totalité des droits et obligations


résultant de l’Autorisation Exclusive de Recherche et, le cas échéant, de


l'ensemble des Autorisations Exclusives d'Exploitation ;


49 M


22


 (c) en cas de retrait de l’Autorisation Exclusive de Recherche ou de l'ensemble des


Autorisations Exclusives d'Exploitation pour les causes et suivant les modalités





prévues à l'Article 56, étant précisé que, conformément aux stipulations de


l'Article 56 susmentionné, le retrait de l’Autorisation Exclusive de Recherche ou


d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation n'entraîne la résiliation anticipée du


présent Contrat que pour l'Autorisation et la Zone Contractuelle concernée.


3.4 Effets


La fin du présent Contrat pour les causes prévues aux Paragraphes 3.2 et 3.3, n’aura pas


pour effet de décharger les Parties de leurs obligations ou de les priver des droits nés


antérieurement à l'arrivée du Terme, notamment le droit d'obtenir la résolution de tous


différends nés du Contrat dans les conditions prévues à l'Article 59, l'obligation de verser


les sommes dues ou payables à l'Etat en vertu du Contrat et se rapportant à la période


antérieure à l'arrivée du Terme, ainsi que les obligations concernant les Travaux d'Abandon


et la fourniture à l'Etat des rapports et informations prévus à l'Article 24.








Article 4. CHAMP D'APPLICATION ET ETENDUE DU CONTRAT


4.1 Champ d'application du Contrat


Les stipulations du présent Contrat régissent l'ensemble des Opérations Pétrolières


réalisées :


(a) à l'intérieur de la Zone Contractuelle de Recherche ;


(b) et, à compter de la Découverte d'un ou de plusieurs Gisements Commerciaux, à


l'intérieur de la Zone Contractuelle d'Exploitation de chacune des Autorisations


Exclusives d'Exploitation attribuées en vue de l'exploitation desdits Gisements


ainsi qu'à l'extérieur de la Zone Contractuelle d'Exploitation pour les besoins des


Opérations d’Exploitation desdits Gisements.


4.2 Droits conférés


Le Contrat ne confère au Contractant aucun droit sur le sol ou le sous-sol ni sur les


ressources naturelles des Zones Contractuelles concernées, autres que ceux qu'il prévoit


expressément.


4.3 Application du Contrat


4.3.1 Les stipulations du Contrat s'appliquent également à tout Cessionnaire.


4.3.2 Les Actionnaires, Sociétés Affiliées, Sous-traitants, Fournisseurs, Prêteurs, et les employés


du Contractant, des Sous-traitants et des Fournisseurs bénéficient, pour leurs activités liées


aux Opérations Pétrolières et dans les conditions prévues au Contrat, des droits et garanties


dont il est expressément précisé au Contrat qu’ils leur sont respectivement étendus.


4.3.3 La suspension, la dénonciation, l'extinction ou la déchéance des droits et avantages accordés


au Contractant en vertu du présent Contrat emporte, de plein droit et dans les mêmes


conditions, suspension, dénonciation, extinction ou déchéance de l'extension desdits droits


et avantages aux personnes mentionnées au Paragraphe précédent.

















23


Article 5. DROITS DU CONTRACTANT DANS LA CONDUITE DES


OPERATIONS PETROLIERES


5.1 Droit exclusif de conduire les Opérations Pétrolières dans les Zones


Contractuelles


Sous réserve de la délivrance de l’Autorisation Exclusive de Recherche ou, selon le cas, de


chaque Autorisation Exclusive d'Exploitation, le Contractant bénéficie du droit exclusif


d'entreprendre, à ses seuls risques et périls et pendant toute la durée du Contrat, les


Opérations Pétrolières dans la Zone Contractuelle de Recherche et, selon le cas, dans la ou


les Zone(s) Contractuelles) d'Exploitation.


L'Etat garantit à cet égard au Contractant que la Zone Contractuelle de Recherche est libre


de tout droit, demande ou réclamation de tiers relativement à la recherche ou à l'exploitation


d'Hydrocarbures dans cette zone.


L'Etat confirme également qu'il n'a pas été consenti de droits sur les substances minérales


à l'intérieur de la Zone Contractuelle de Recherche et que dans l'hypothèse d'une telle


délivrance à une date ultérieure, les activités minières devront être entreprises de manière


à ne pas gêner ou entraver de quelque manière que ce soit les activités du Contractant. Elles


ne pourront être entreprises en tout état de cause dans le voisinage immédiat des


installations sises à l'intérieur des Zones Contractuelles d'Exploitation affectées à la


réalisation des Opérations Pétrolières.


5.2 Droits du Contractant


Pour l'application du Paragraphe 5.1, le Contractant a le droit, dans les limites et suivant les


modalités prévues par la Législation Pétrolière et dans le présent Contrat et sous réserve du


respect des Lois en Vigueur auxquelles le Contractant demeure soumis pour toutes les


matières non régies par la Législation Pétrolière ou le Contrat :


(a) de bénéficier de l’Autorisation Exclusive de Recherche et de réaliser des


Opérations de Recherche à l'intérieur de la Zone Contractuelle de Recherche ;


(b) de bénéficier d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation pour chaque Découverte


d'un ou de plusieurs Gisement(s) Commercial (ciaux) à l'intérieur de la Zone


Contractuelle de Recherche ;


(c) sous réserve de l'attribution de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation y afférente,


d'exploiter les Hydrocarbures extraits de tout Gisement situé dans les limites de


l’Autorisation Exclusive d’Exploitation ainsi que les Substances Connexes,


notamment à travers la réalisation d'Opérations d'Exploitation, ainsi qu'à travers


la séparation, le traitement primaire, la liquéfaction, le stockage, le transport, la


vente, la cession et l'exportation de ces Hydrocarbures et Substances Connexes.


Le Raffinage proprement dit est exclu, à l'exception de celui strictement


nécessaire à la réalisation des Opérations Pétrolières et sous réserve de


l'approbation préalable du Ministre chargé des Hydrocarbures ;


(d) en cas d'attribution d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation, d'obtenir, pour le


Contractant Transport, une Autorisation de Transport Intérieur et la signature


d’une Convention de Transport entre l'Etat et le Contractant Transport ;


(e) en cas d’attribution d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation, d’obtenir pour


le transport de sa production, un accès aux Systèmes de Transport des


Hydrocarbures par Canalisations exploités par des tiers, y compris ceux dont les


Points de Livraison sont situés en dehors du territoire de la République du Niger,


49 p)


24


dans la limite des capacités de transport disponibles sur ces Systèmes de Transport


des Hydrocarbures par Canalisations et aux conditions convenues avec les


titulaires des autorisations de transport intérieur concernés et dûment approuvées


par l’Etat ;


(f) d'accéder librement et de donner accès à toute personne de son choix aux Zones


Contractuelles affectées à la réalisation des Opérations Pétrolières ;


(g) de décider librement de la manière de conduire les Opérations Pétrolières,


d'entreprendre toutes études et travaux d'Ingénierie, d'accomplir tous actes


juridiques et opérations administratives, de construire et d'exploiter toutes


installations et aménagements et de réaliser tous travaux nécessaires aux


Opérations Pétrolières, notamment les Puits, les installations de transport, de


stockage, de mise en dépôt des matériaux, équipements, produits et déchets, ainsi


que les installations destinées au ballastage et à l'élimination de la pollution, le


tout conformément aux règles de l'art de l'industrie pétrolière internationale ;


(h) d'emprunter toutes sommes et de recourir à tous financements nécessaires à la


réalisation des Opérations Pétrolières ;


(i) de recevoir, le cas échéant, et en pleine propriété, une part de la production


d'Hydrocarbures issue de la ou des Zone(s) Contractuelle(s) d'Exploitation, pour


le remboursement de ses Coûts Pétroliers et à titre de rémunération ;


(j) de disposer librement de la part des Hydrocarbures lui revenant en pleine propriété


suivant les tenues du présent Contrat, étant précisé que chaque entité composant


le Contractant sera propriétaire d'une quote-part des Hydrocarbures extraits


suivant la répartition prévue au présent Contrat, et pourra en disposer librement.


5.3 Droits complémentaires


Dans les conditions et limites prévues par la Législation Pétrolière et par les Lois en


Vigueur, le Contractant pourra également :


(a) utiliser les installations publiques utiles aux Opérations Pétrolières, y compris les


aéroports, routes, chantiers et autres installations similaires, moyennant le


paiement des redevances dues, le cas échéant, pour une telle utilisation ;


(b) occuper les terrains nécessaires à la réalisation des Opérations Pétrolières, dans la


forme prévue au titre premier, chapitre 3, du Décret d'Application, étant rappelé


que conformément aux dispositions de l'article 17 du Décret d'Application, l'Etat


est tenu d'accéder aux Demandes d'Occupation des Terrains formulées par le


Contractant pour les parcelles relevant de sa Zone Contractuelle, sous réserve qu'il


ne pourra être fait de travaux de surface à moins de cinquante (50) mètres autour


des agglomérations, plantations, points d’eau, sites archéologiques, lieux


culturels, lieux de cultes et sépulture sauf autorisation délivrée par les autorités


visées à l'article 24 du Code Pétrolier ;


(c) procéder ou faire procéder, sur lesdits terrains, à tous travaux de construction et


d'infrastructures nécessaires ou utiles aux Opérations Pétrolières, y compris


l'établissement de bornes repères et de bornes de délimitation, la construction


d'installations nécessaires au stockage et à la mise en dépôt des matériaux,


équipements, produits et déchets, au ballastage et à l'élimination de la pollution


ainsi qu'au transport du matériel, des équipements et des produits extraits, sans


préjudice du respect des règles relatives à la réalisation de travaux de construction


A A


25


 et d'infrastructures applicables dans les périmètres de protection qui pourraient


être institués autour des agglomérations, terrains de culture, plantations, points





d’eau, sites archéologiques, lieux culturels et lieux de sépulture, par les autorités


visées à l’article 24 du Code Pétrolier ;


(d) utiliser l'eau nécessaire aux Opérations Pétrolières et exécuter ou faire exécuter


les sondages et travaux requis pour l'approvisionnement en eau des Opérations


Pétrolières et du personnel, ainsi que les ouvrages de dérivation des cours d'eau et


tous autres ouvrages modifiant le cours des eaux dont la construction aura été


dûment autorisée par les autorités compétentes, sous réserve de ne pas porter


atteinte à l'approvisionnement en eau des personnes, du bétail, de la faune et de la


flore ;


(e) utiliser les pierres, le sable, l'argile, le gypse, la chaux et toutes autres substances


similaires nécessaires à la conduite des Opérations Pétrolières.


5.4 Autorisation de Transport Intérieur


Les Opérations de Transport et les droits du Contractant Transport à ce titre seront définis


dans les Autorisations de Transport Intérieur et dans les Conventions de Transport et, le cas


échéant, dans les Accords Internationaux de Transport.








Article 6. OBLIGATIONS GENERALES DU CONTRACTANT DANS LA


CONDUITE DES OPERATIONS PETROLIERES


6.1 Respect des lois et règlements


Le Contractant devra se conformer scrupuleusement à l'ensemble des stipulations du


présent Contrat et des dispositions de la Législation Pétrolière ainsi qu'à toutes les suites


qui en découlent nécessairement d'après les usages en vigueur notamment dans l'industrie


pétrolière internationale. Le Contractant est également tenu de se conformer aux Lois en


Vigueur, non contraires à la Législation Pétrolière et pour les matières non traitées dans la


Législation Pétrolière.


6.2 Création d'une société de droit nigérien


Conformément aux dispositions des articles 10 du Code Pétrolier et 109 du Décret


d’Application, les Opérations Pétrolières seront réalisées par une société de droit nigérien,


existante ou à créer par le Contractant, en vertu d’un mandat confié par ledit Contractant.


6.3 Conduite des Opérations Pétrolières


Le Contractant a l'obligation de mener les Opérations Pétrolières dans le respect des usages


généralement admis dans l'industrie pétrolière internationale et des dispositions de la


Législation Pétrolière. En particulier, le Contractant fait de son mieux pour respecter les


prescriptions suivantes, sans que cette liste ne soit limitative :


(a) veiller à ce que tous les matériaux, fournitures, installations et équipements que


lui-même ou ses Sous-traitants utilisent dans le cadre des Opérations Pétrolières


soient conformes aux normes généralement admises dans l'industrie pétrolière


internationale, et demeurent en bon état d'utilisation ;


(b) utiliser de la façon la plus rationnelle possible, les ressources disponibles dans la


Zone Contractuelle comme l'eau, le sable et le gravier ;


49 w


26


(c) s'assurer que les Hydrocarbures découverts ne s'échappent pas, ni ne se gaspillent ;


(d) placer les rebuts et déchets dans des réceptacles construits à cet effet, qui doivent


être suffisamment éloignés de tout réservoir, puits d'eau ou installation de


stockage, et disposer lesdits rebuts et déchets conformément aux normes et


pratiques généralement admises dans l'industrie pétrolière internationale ;


(e) prendre toutes mesures usuelles dans l'industrie pétrolière internationale afin


d'éviter de causer des dommages aux installations et formations en exploitation ;


(f) prévenir les dommages aux formations contenant des Hydrocarbures ou aux


ressources aquifères sous-jacentes aux formations en production, et prévenir


l'introduction d'eau dans les strates contenant des Hydrocarbures, à l'exception des


quantités d'eau produites aux fins d'utilisation de méthodes d'injection pour la


récupération assistée ou pour tout autre motif compatible avec les normes et


pratiques généralement admises dans l'industrie pétrolière internationale ;


(g) surveiller au mieux et continuellement le Réservoir pendant l'exploitation. A ces


fins, le Contractant mesure ou détermine régulièrement la pression et les


caractéristiques d'écoulement des fluides ;


(h) stocker les Hydrocarbures produits conformément aux normes et pratiques en


usage dans l'industrie pétrolière internationale ;


(i) mettre en place un système d'écoulement des Hydrocarbures utilisés pour les


Opérations Pétrolières et les eaux saumâtres ;


G) s'assurer que ses Sous-traitants se confonnent, dans leurs domaines respectifs, aux


nonnes et pratiques généralement admises dans l'industrie pétrolière


internationale et aux Lois en Vigueur ;


(k) se conformer aux décisions du Comité de Gestion dans les domaines relevant de


sa compétence ;


(1) régler à la bonne date les dépenses relatives aux Opérations Pétrolières ;


(m) acquérir ou obtenir tous permis, approbations, autorisation et droits de passage ou


d'occupation qui seraient nécessaires pour la conduite des Opérations Pétrolières,


en vertu des dispositions de la Législation Pétrolière et des Lois en Vigueur non


contraires à ladite législation ;


(n) payer à qui de droit, tous impôts, droits, taxes et autres paiements divers prévus


par le Contrat.


6.4 Diligence dans la conduite des Opérations Pétrolières


Le Contractant devra effectuer tous les travaux nécessaires à la réalisation des Opérations


Pétrolières avec diligence et selon les règles de l'art en usage dans l'industrie pétrolière


internationale.


6.5 Responsabilité


6.5.1 Dans les limites et suivant les modalités prévues par les stipulations du Contrat relatives à


la responsabilité du Contractant et au règlement des différends, le Contractant devra


indemniser l'Etat de tout dommage direct causé à l'Etat par la faute du Contractant, ses











27


dirigeants, ses employés, préposés ou agents ainsi que les personnes qu'il se serait


substituées en vue de l'exécution du Contrat.


6.5.2 Le Contractant sera seul responsable des dommages directs causés aux Tiers du fait des


Opérations Pétrolières ou par le fait de ses préposés, agents ou employés ou de toute autre


personne qu'il se sera substituée dans l'exécution du Contrat. Pour l'application de ce


Paragraphe, l'Etat est considéré comme un Tiers en ce qui concerne les dommages causés


aux ouvrages publics, bâtiments et autres constructions relevant du domaine public ou de


son domaine privé.


Cette stipulation est également applicable aux dommages directs à l'Environnement dès lors


que ces dommages excédent le niveau d'atteinte à l'Environnement généralement admis


dans l'industrie pétrolière internationale et par les Lois en Vigueur.


6.6 Contentieux


6.6.1 Le Contractant gère tout contentieux ou litige avec les Tiers découlant des Opérations


Pétrolières dans le cadre des Budgets autre que les contentieux ou litiges qui pourraient


survenir entre les Parties, et informe le Comité de Gestion du règlement de toute réclamation


fondée ou de toute somme due en vertu d'une décision juridictionnelle devenue définitive.


Le cas échéant, il soumet au Comité de Gestion le règlement de ces réclamations pour


approbation lorsqu'ils excédent les plafonds budgétaires fixés au Paragraphe 23.4.


6.6.2 Si un contentieux en rapport avec les Opérations Pétrolières ou pouvant avoir un impact sur


celles-ci survient entre l'Etat et un Tiers et si la responsabilité du Contractant pourrait être


mise en cause au titre des stipulations de ce Contrat en relation avec ce contentieux, l'Etat


en informe le Contractant dans les plus brefs délais. Le Contractant est alors tenu :


(a) soit d’intervenir à l'instance aux côtés de l'Etat afin de faire valoir les moyens de


défense qu'il pourrait opposer aux prétentions du Tiers, sans préjudice des réserves


éventuelles qu'il pourrait avoir concernant sa mise en cause par l'Etat au titre du


Contrat ;


(b) soit d’accéder à la demande, sous réserve d'en informer préalablement le Comité


de Gestion.


Les sommes payées par le Contractant en application du présent Paragraphe sont


imputables aux Coûts Pétroliers sauf en cas de faute du Contractant, de ses dirigeants, ses


employés, préposés ou agents ou de toute autre personne dont le Contractant doit répondre


en vertu du Contrat.











Article 7. OBLIGATIONS DE L'ETAT


7.1 Délivrance des Autorisations


L'Etat s'engage dans les conditions et délais prévus par le Contrat et la Législation Pétrolière


à délivrer au Contractant les autorisations prévues par la Législation Pétrolière pour la


conduite des Opérations Pétrolières. Il s'agit, notamment, de l’Autorisation Exclusive de


Recherche et de la ou des Autorisations Exclusives d'Exploitation.


7.2 Obligation d'assistance de l'Etat


7.2.1 L'Etat fera ses meilleurs efforts pour faciliter le bon déroulement des Opérations Pétrolières


et apporter son assistance au Contractant ainsi qu'à ses Sociétés Affiliées, Sous-traitants,


1 v








28


Fournisseurs, Prêteurs, et employés pour leurs activités liées aux Opérations Pétrolières,


dans les limites fixées au présent Contrat et par les Lois en Vigueur.


L’Etat fera en tout temps ses meilleurs efforts pour s’assurer du respect, par les Sous-


traitants et autres Fournisseurs fournissant des biens et/ou services à la fois au Contractant


et à tous autres Titulaires, des lois et règlements en vigueur sur la concurrence et la


distribution et de l’ensemble des textes prohibant les pratiques commerciales anti-


concurrentielles ou discriminatoires, de manière à ce que lesdits Sous-traitants ou


Fournisseurs fournissent des services au Contractant sur la même base (qualité et prix) que


celle appliquée à d’autres Titulaires, à conditions égales.


L'obligation d'assistance mentionnée au Paragraphe 7.2.1, porte notamment sur les


domaines suivants, sans que cette liste ne soit exhaustive :


(a) l'attribution des autorisations domaniales et Concessions Immobilières


nécessaires à l'occupation des terrains affectés aux Opérations Pétrolières, aux


conditions et suivant les modalités prévues par la Législation Pétrolière ;


(b) l'attribution de toutes autorisations ou attestations requises en matière de changes,


de douane et d'import-export y compris notamment, l'attribution des certificats


d'exonération en matières fiscale et douanière, prévus respectivement aux Articles


49 et 50 ;


(c) l'attribution de visas, permis de travail, cartes de séjour et de tous autres


documents nécessaires à l'entrée, au travail, au séjour et à la circulation en


République du Niger du personnel expatrié employé par le Contractant et les


membres de leurs familles ;


(d) l'attribution des autorisations requises, le cas échéant, pour l'expédition à


l'étranger des documents, données ou échantillons aux fins d'analyse ou de


traitement pour les besoins des Opérations Pétrolières ;


(e) la facilitation des relations avec l'administration et les autorités administratives ;


(f) toute autre assistance de nature à faciliter et à sécuriser la réalisation des


Opérations Pétrolières, notamment en matière d'ordre et de sécurité publique.


7.3 Conventions Internationales


L'Etat accordera sans discrimination au Contractant tous les avantages résultant des


conventions passées entre la République du Niger et d'autres états et ayant pour objet de


permettre ou de faciliter le transport par canalisations des Hydrocarbures à travers lesdits


états. L’Etat accorde également au Contractant tous les droits et avantages dont les


investisseurs étrangers jouissent au titre des traités bilatéraux d’investissement conclus ou


à conclure par l’Etat. L’Etat n’appliquera pas au Contractant des termes moins favorables


que ceux qu’il applique aux investisseurs de tout état tiers. Notamment, le Contractant


bénéficiera des protections des traités bilatéraux d’investissement en vigueur entre le Niger


et les autres Etats.


Les Parties conviennent que :


(a) La clause stipulée au présent Paragraphe doit être interprétée conformément aux


principes d’interprétation de la clause de la nation la plus favorisée consacrés par


la Commission de Droit International de la Commission des Nations Unies dans


son projet d’article sur la clause de la nation la plus favorisée.


 (b) La clause stipulée au profit du Contractant au présent Paragraphe ne concerne pas


les matières fiscales et douanières.





A des fins de clarifications, tous les litiges concernant les droits ou le droit international


visé au présent Paragraphe 7.3 seront soumis à la Procédure d’Arbitrage conformément au


Paragraphe 59.4.


7.4 Rémunération du Contractant


L'Etat est tenu de rémunérer le Contractant dans les conditions prévues au Titre VI du


présent Contrat.


7.5 Stabilisation


L'Etat garantit au Contractant la stabilité du régime juridique, économique, fiscal, douanier,


financier et en matière de contrôle des changes applicable au Contrat et aux Opérations


Pétrolières dans les conditions fixées à l’Article 58 du présent Contrat.


7.6 Transport des Hydrocarbures par canalisations


Le transport par canalisations des Hydrocarbures jusqu'aux Points de Livraison est un


élément essentiel à l'exécution du Contrat en cas de Découverte Commerciale.


Dans les meilleurs délais suivant une demande d'octroi de chaque Autorisation Exclusive


d'Exploitation pour laquelle le Contractant anticipe le besoin de construire un Système de


Transport des Hydrocarbures par Canalisations, l'Etat, conformément à l'Annexe D et sous


réserve que le Contractant Transport en ait fait la demande dans les conditions prévues par


la Législation Pétrolière (a) signera avec le Contractant Transport une Convention de


Transport ; (b) délivrera au Contractant Transport une Autorisation de Transport Intérieur.


L’Etat déclare et garantit que, à compter de la délivrance d’une Autorisation de Transport


Intérieur et de la signature d’une Convention de Transport pour un Système de Transport


des Hydrocarbures par Canalisations donné, le Contractant Transport aura le droit de


conduire des Opérations de Transport relativement à un tel Système de Transport des


Hydrocarbures par Canalisations sans avoir besoin d’aucune autre convention avec l’Etat.


L’Etat garantit, par ailleurs, au Contractant Transport l’octroi, dans les meilleurs délais de


toutes les autorisations dont il pourrait avoir besoin, sous réserve du respect par le


Contractant Transport des formalités et conditions prévues à cet effet par la Législation en


Vigueur et tout retard de l’Etat dans l’octroi desdites autorisations prorogera la Période


Intermédiaire de la durée du retard.


7.7 Communication des données préexistantes


L’Etat communiquera dans les meilleurs délais au Contractant toutes les données dont il


dispose concernant la Zone Contractuelle de Recherche, y compris toute information


géologique, géophysique et géochimique, et, en particulier, toutes diagraphies, cartes,


études, rapports d’études, déblais de forage, carottes, échantillons, résultats d’analyses,


résultats de tests, mesures sur les Puits existants et évolution des pressions.


Sauf en cas de mauvaise foi, la responsabilité contractuelle de l’Etat ne pourra pas être


recherchée dans le cadre de l’application de cette disposition.














(1?





30


 TITRE II - DE LA RECHERCHE





Article 8. DE L'ATTRIBUTION, DE LA DUREE ET DU RENOUVELLEMENT DE


L'AUTORISATION EXCLUSIVE DE RECHERCHE


8.1 Attribution et commencement des Opérations de Recherche


8.1.1 L'Etat octroiera au Contractant l’Autorisation Exclusive de Recherche par arrêté du Ministre


chargé des Hydrocarbures, dans un délai de trente (30) Jours suivant la date de signature du


Contrat.


8.1.2 L’Autorisation Exclusive de Recherche est octroyée pour une durée de quatre (4) années à


compter de la date d'octroi, c'est-à-dire de la date de publication au Journal Officiel de


l’Arrêté d'Attribution (la "Période Initiale").


8.1.3 L’Autorisation Exclusive de Recherche et les intérêts qui en découlent ont le caractère de


droit réel mobilier distinct de la propriété du sol. Conformément aux dispositions de l’article


38 du Code Pétrolier, elle est indivisible, non amodiable et non susceptible de faire l’objet


de sûreté.


8.1.4 Le Contractant est tenu d’entreprendre les Opérations de Recherche sur le terrain au plus


tard cent quatre-vingt (180) Jours à compter de la date d’attribution de l’Autorisation


Exclusive de Recherche.


8.1.5 Sauf cas de Force Majeure, le non-respect du délai mentionné à l’alinéa 8.1.4, constitue un


Manquement et peut entraîner le retrait de l'Autorisation Exclusive de Recherche


conformément aux stipulations de l'Article 56.


8.2 Renouvellement


8.2.1 L'Autorisation Exclusive de Recherche sera renouvelée, à la demande du Contractant, à


deux reprises au maximum et pour la durée demandée par le Contractant dans sa demande


de renouvellement sous réserve :


(a) que la durée de chaque renouvellement n’excède pas deux (2) ans ;


(b) que la durée totale de validité de l'Autorisation Exclusive de Recherche résultant


du cumul de la Période Initiale et des différentes périodes de renouvellement


n'excède pas huit (8) ans, sans préjudice d’une éventuelle prorogation


conformément aux dispositions du Paragraphe 10.3.


8.2.2 Le renouvellement de l'Autorisation Exclusive de Recherche est de droit sous réserve du


respect par le Contractant de son Programme de Travail Minimum et que. au cours de la


Période de Validité, le Contractant ne se soit pas vu adresser une notification de remédier à


un Manquement conformément aux stipulations du Paragraphe 56.3 restée sans effet. Tout


rejet de la demande de renouvellement de l’Autorisation Exclusive de Recherche doit donc


être dûment motivé et notifié au Contractant au plus tard trente (30) Jours avant la date


d'expiration de la Période de Validité en cours. A défaut de rejet dans les conditions ci-


avant, le renouvellement est de droit et le Ministre chargé des Hydrocarbures octroie le


renouvellement de l'Autorisation dans les meilleurs délais.


8.2.3 Lorsque le droit à l’octroi du renouvellement est acquis au profit du Contractant


conformément au Paragraphe 8.2.2, celui-ci conserve l’intégralité de ses droits à l'intérieur


de la Zone Contractuelle de Recherche et demeure assujetti à l’intégralité des obligations


qui en découlent, dans la limite du périmètre objet de sa demande, jusqu’à l’intervention








31


 formelle de la décision du Ministre chargé des Hydrocarbures octroyant le renouvellement.


Cette disposition n’impose pas toutefois au Contractant d’entreprendre ou de poursuivre des


Opérations de Recherche tant que le renouvellement n’a pas été formellement octroyé.





8.2.4 La demande de renouvellement de l'Autorisation Exclusive de Recherche est adressée par


le Contractant au Ministre chargé des Hydrocarbures au moins cent vingt (120) Jours avant


la date d'expiration de la Période de Validité en cours, et comporte les éléments suivants :


(a) les informations nécessaires à l'identification de l'Autorisation Exclusive de


Recherche dont le renouvellement est demandé ;


(b) la carte géographique à l'échelle 1/200.000e du périmètre que le Contractant


souhaite conserver, déterminé conformément aux dispositions de l'article 5 du


Décret d'Application, précisant la superficie, les sommets et les limites dudit


périmètre, ainsi que les limites des Autorisations distantes de moins de cent (100)


kilomètres du périmètre visé par la demande ;


(c) un mémoire géologique détaillé qui expose les travaux déjà exécutés et leurs


résultats, précise dans quelle mesure les objectifs indiqués dans la demande


initiale ont été atteints ou modifiés et justifie le choix du ou des périmètres que le


Contractant demande à conserver ;


(d) un mémoire qui expose les Travaux d’Abandon réalisés par le Titulaire sur les


équipements et installations ne présentant plus d’utilité pour les Opérations


Pétrolières et qui justifie la nécessité de conserver les équipements et installations


n’ayant pas fait l’objet de Travaux d’Abandon pour les Opérations Pétrolières à


venir ;


(e) la durée du renouvellement sollicité qui ne peut excéder celle prévue à l’article 39


alinéa 2 du Code Pétrolier ;


(ï) l'état de réalisation, à la date de la demande de renouvellement, du Programme de


Travail Minimum souscrit pour la Période de Validité en cours ;


(g) une quittance attestant le versement au Ministère en charge des Hydrocarbures


des droits fixes pour l’examen de la demande d’approbation du renouvellement


de l’Autorisation Exclusive de Recherche ;


(h) la durée, le programme général et l’échelonnement des Opérations de Recherche


que le Contractant se propose d'exécuter pendant la durée du renouvellement


sollicité.


Toute demande de renouvellement devra, à peine d’irrecevabilité, comporter la mention


« demande de renouvellement de l’Autorisation Exclusive de Recherche » avec indication


précise des articles pertinents du Code Pétrolier et du Contrat.


8.2.5 Conformément à la Législation Pétrolière, le Contractant est tenu d'indiquer dans sa


demande de renouvellement le périmètre qu'il choisit de conserver, lequel ne peut excéder


cinquante pour cent (50%) de la superficie de l'Autorisation Exclusive de Recherche telle


que fixée à la date de dépôt de la demande de renouvellement.


En cas de renouvellement de l'Autorisation Exclusive de Recherche, les surfaces faisant


l'objet d'une demande d'attribution d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation déclarée


recevable font automatiquement partie de la Zone Contractuelle de Recherche renouvelée.








(1





32


8.2.6 Le renouvellement de l’Autorisation Exclusive de Recherche est octroyé au Contractant par


arrête du Ministre chargé des Hydrocarbures notifié au Contractant dans un délai de quinze


(15) Jours à compter de la date de signature de cet arrêté.


8.3 Terme de l'Autorisation Exclusive de Recherche


Sous réserve des stipulations du Paragraphe 8.2.3, à l'arrivée du terme de l'Autorisation


Exclusive de Recherche pour quelque raison que ce soit et notamment du fait de la


renonciation totale, du retrait ou de l'expiration de la Période de Validité de ladite


Autorisation, renouvelée et prorogée le cas échéant, le Contractant procédera au rendu de


la totalité de la Zone Contractuelle, à l'exclusion de toutes surfaces déjà couvertes par des


Autorisations Exclusives d'Exploitation ou par des demandes d’attribution d’Autorisations


Exclusives d’Exploitation jugées recevables conformément aux dispositions du Paragraphe


12.3 ci-dessous.











Article 9. DU PROGRAMME DE TRAVAIL MINIMUM


9.1 Période Initiale


Pendant la Période Initiale, le Contractant s'engage à effectuer le Programme de Travail


Minimum suivant :


(a) Forage de quatre (4) Puits d'Exploration à une profondeur minimum de deux mille


cinq cent (2 500) mètres.


9.2 Première période de Renouvellement


Pendant la première période de renouvellement de l'Autorisation Exclusive de Recherche,


le Contractant s'engage à effectuer le Programme de Travail Minimum suivant :


(a) F orage d’un ( 1 ) Puits d'Exploration à une profondeur minimum de deux mille cinq


cent (2 500) mètres.


9.3 Deuxième période de Renouvellement


Pendant la deuxième période de renouvellement de l'Autorisation Exclusive de Recherche,


le Contractant s'engage à effectuer le Programme de Travail Minimum suivant :


(a) Forage de d’un ( 1) Puits d'Exploration à une profondeur minimum de deux mille


cinq cent (2 500) mètres.


9.4 Modification du Programme de Travail Minimum


En fonction du résultat des travaux de recherche entrepris lors de la Période Initiale ou de


la première Période de Renouvellement de l'Autorisation, selon le cas, le Contractant pourra


proposer à l’Etat la modification du Programme de Travail Minimum pour la période


suivante. Cette modification prendra, notamment, en considération la réduction de la Zone


Contractuelle de Recherche du fait, le cas échéant, de la demande ou de l'octroi d’une ou


plusieurs Autorisations Exclusives d'Exploitation.


Conformément à la Législation Pétrolière, une modification du Programme de Travail


Minimum ne peut intervenir que par voie d’avenant au Contrat approuvé par le Conseil des


Ministres.











33


9.5 Pénalités


Si au terme de la Période Initiale ou de l’une quelconque des Périodes de Renouvellement,


accordées, le cas échéant, au Contractant, ou si du fait de la renonciation totale ou du retrait


de l’Autorisation Exclusive de Recherche au cours desdites périodes, les travaux n'ont pas


atteint les engagements minima relatifs à la période concernée tels que stipulés dans les


Paragraphes 9.1, (a) ou (a), le Contractant versera à l'Etat, dans les trente (30) Jours suivant


la fin de la période concernée, la date de prise d’effet de la renonciation totale ou la date du


retrait de l'Autorisation Exclusive de Recherche, à titre d'indemnité forfaitaire, une pénalité


égale à un million (1 000 000) de Dollars par Forage inexécuté.


Le paiement de ces pénalités forfaitaires pour non-exécution du Programme de Travail


Minimum n'exonère pas le Contractant de l'exécution des obligations autres que celles du


Programme de Travail Minimum à la charge du Contractant au terne du Contrat.


9.6 Satisfaction de l'obligation de Forage


9.6.1 L’obligation de Forage pour un Puits donné sera considérée comme satisfaite lorsque ce


Puits aura atteint son objectif de profondeur contractuel.


9.6.2 Un Forage sera réputé avoir atteint l'objectif de profondeur contractuel si, le Forage ayant


été exécuté selon les règles de l'art généralement admises dans l'industrie pétrolière


internationale, l'arrêt est notamment justifié par l'une des raisons suivantes :


(a) la formation visée est rencontrée à une profondeur inférieure à la profondeur


contractuelle ;


(b) rencontre de couches sur-pressurisées ou perte de circulation que le Contractant


n'est pas parvenu à surmonter en dépit de tentatives raisonnables ;


(c) des formations rocheuses sont rencontrées, dont la dureté ne permet pas la


poursuite du Forage avec des équipements habituels ;


(d) des formations pétrolifères sont rencontrées, dont la traversée nécessite, pour leur


protection, la pose de tubes ne permettant pas d'atteindre la profondeur


contractuelle ; ou


(e) d’autres circonstances techniques non imputables au Contractant sont rencontrées


qui ne permettent pas la poursuite du Forage avec des équipements habituels.


Le Forage arrêté pour les raisons ci-dessus est réputé avoir été foré à la profondeur


contractuelle à condition que les raisons invoquées aient été aussitôt portées à la


connaissance du Ministre chargé des Hydrocarbures. Les différends y afférents intervenus


entre les Parties sont, à défaut de conciliation, soumis à la Procédure d'Expertise.


9.7 Travaux par anticipation


Si, au cours de la Période Initiale ou d’une Période de Renouvellement, le Contractant


réalise, en sus du Programme de Travail Minimum prévu au titre desdites périodes, des


Opérations de Recherche dont l'exécution fait partie du Programme de Travail Minimum


de la première ou de la seconde Période de Renouvellement de l'Autorisation Exclusive de


Recherche, les travaux supplémentaires ainsi réalisés viendront en déduction de ses


obligations contractuelles prévues pour la ou les période(s) suivantes, sous réserve que ces


travaux aient été réalisés conformément aux normes et pratiques généralement admises


dans l'industrie pétrolière internationale.


v


34


Si le Programme de Travail Minimum afférent à une Période de Validité a été réalisé en


totalité durant une période précédente, le Contractant s'engage néanmoins à exécuter à


l’intérieur de la Zone Contractuelle et durant la période en cours, le Forage d’au moins un


(1) Puits d’Exploration.


9.8 Représentants de l'Etat


Des représentants de l’Etat seront associés aux Opérations de Recherche prévus au présent


Article. Tous les éléments de rémunération de ces représentants resteront à la charge de


l'Etat. Toutefois, les frais associés à cette participation seront à la charge du Contractant.


Un protocole sera établi entre les Parties pour préciser les frais à prendre en considération


et les modalités de leur paiement.


Article 10. DE LA DECOUVERTE D'HYDROCARBURES


10.1 Découverte d'Hydrocarbures


(a) Le Contractant est tenu de notifier à l'Etat toute Découverte effectuée à l'intérieur


de la Zone Contractuelle de Recherche au plus tard sept (7) Jours à compter de


cette découverte. Si une découverte dont les réserves estimées excèdent cinq (5)


millions de barils récupérables n’est pas notifiée dans le délai de sept (7) Jours le


Contractant encourt une sanction financière d’un million de Dollars. Dans les


trente (30) Jours qui suivent la Découverte, le Contractant transmet au Ministre


chargé des Hydrocarbures un rapport concernant ladite Découverte et contenant


toutes les informations disponibles au sujet de cette Découverte.


(b) Dans le cas où l’Etat, notamment à l’occasion de la surveillance administrative


des Opérations Pétrolières, aurait connaissance de l’existence d’une Découverte


n’ayant pas fait l’objet de Déclaration conformément aux dispositions de l’alinéa


(a) du présent Paragraphe 10.1, il est en droit d’adresser au Contractant une mise


en demeure de se conformer, dans un délai maximum de trente (30) Jours, aux


dispositions de ce Paragraphe en procédant, dans ce délai, d’une part à la


déclaration de la Découverte et, d’autre part, au dépôt du rapport concernant ladite


Découverte.


(c) A défaut de se conformer aux dispositions du présent Paragraphe à l’expiration


du délai mentionné à l’alinéa (b) ci-dessus, le Contractant sera réputé coupable


d’un Manquement pouvant donner lieu au retrait de l’Autorisation Visée dans les


conditions prévues au Paragraphe 56.4, sans qu’il soit besoin de mettre en œuvre


la procédure prévue au Paragraphe 56.3. Tout différend entre les Parties quant à


l’existence ou non d’une Découverte est réputé être un différend technique au sens


des dispositions du Paragraphe 59.2. La mise en œuvre, à l’égard de ce différend,


de la procédure de règlement des différends prévue à l’Article 59 suspend


l’application de la sanction prévue au présent alinéa.


10.2 Etude de Faisabilité


10.2.1 Au plus tard dans les quatre-vingt-dix (90) Jours qui suivent la notification de la Découverte


et si le Contractant estime que ladite Découverte permet de présumer de l’existence d’un


Gisement Commercial, il doit entreprendre la réalisation d’une Etude de Faisabilité


permettant d’établir l’existence ou non d’un Gisement Commercial.


10.2.2 Lorsque la Découverte porte sur un Gisement dont les limites pourraient se trouver à cheval


sur d’autres Autorisations Minières d’Hydrocarbures, le Contractant informe les titulaires


d


35


 desdites Autorisations, avant l’expiration du délai de quatre-vingt-dix (90) jours susvisé, de


son intention de réaliser un Etude de Faisabilité. L’Etat peut, dans ce cas :





a) communiquer aux Titulaires de l’ensemble des Autorisations Minières


d’Hydrocarbures concernées, les Données Pétrolières relatives à la Découverte dont





l’évaluation est envisagée ;


b) solliciter desdits Titulaires l’adoption de toutes mesures de nature à leur permettre


d’évaluer cette Découverte afin de déterminer l’existence ou non d’un Gisement


Commercial et notamment de signer un accord de pré-unitisation destiné à fixer


notamment les modalités d’une évaluation conjointe de ce gisement.





10.2.3 Lorsque la Découverte porte sur un Gisement dont les limites pourraient se trouver à cheval


sur une zone non couverte par une Autorisation Minière d'Hydrocarbures, le Contractant en


informe l’Etat dans la notification de Découverte visée au Paragraphe 10.1. Si le Contractant


estime que cette Découverte permet de présumer l’existence d’un Gisement Commercial, il


soumet au Ministre chargé des Hydrocarbures, une demande aux fins d’extension


temporaire des limites de sa Zone Contractuelle de Recherche pour les besoins de


l’évaluation de la Découverte concernée.








La demande visée à l’alinéa premier du présent article est assortie :


a) d’un mémoire technique qui la justifie ; et





b) des coordonnées du périmètre qui en est l’objet.


L’extension est accordée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures dans un délai


maximum de trente (30) Jours à compter de la réception de la demande. Le silence gardé


par le Ministre chargé des Hydrocarbures à l’expiration de ce délai vaut acceptation de la


demande. Tout refus d’accéder à la demande fonnée par le Titulaire doit être dûment


justifié.





10.2.4 A la suite de l’achèvement de chaque Etude de Faisabilité, le Contractant mettra à la


disposition de l’Etat, un budget qui sera consacré à l’analyse de l’Etude de faisabilité par


un cabinet spécialisé sélectionné par l’Etat. Ce budget constitue un Coût Pétrolier. Le


montant dudit budget s'élèvera au maximum à quatre cent mille (400 000) Dollars.


10.3 Prorogation de la validité de l'Autorisation Exclusive de Recherche


10.3.1 Conformément aux dispositions de l'article 40 du Code Pétrolier, la durée de validité de


l’Autorisation Exclusive de Recherche sera prorogée d'une durée supplémentaire de deux


(2) années, sur demande du Contractant, afin de lui permettre de finaliser une Etude de


Faisabilité ou une Etude de Faisabilité du Système de Transport des Hydrocarbures par


Canalisations.


10.3.2 Le Contractant dépose à cet effet auprès du Ministre chargé des Hydrocarbures, une


demande, au moins cent-vingt (120) Jours avant la date d’expiration de la Période de


Validité en cours. Cette demande de prorogation de la Période de Validité de l’Autorisation


Exclusive de Recherche inclut :





(a) les renseignements nécessaires à l'identification de l'Autorisation Exclusive de


Recherche ;





(b) la carte géographique à l'échelle l/200.000e de la zone que le Contractant souhaite


conserver, en précisant la superficie, les sommets et les limites dudit périmètre,








%








36


ainsi que les limites des Autorisations distantes de moins de cent (100) kilomètres


du périmètre visé par la demande ;


(c) un mémoire qui expose l’état d’avancement de l’Etude de Faisabilité ou de l’Etude


de Faisabilité du système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations ainsi


que les raisons économiques ou techniques justifiant le besoin d’obtenir une


prorogation ;


(d) la durée de la prorogation sollicitée par le Contractant, dans la limite de la durée


prévue à l’article 40 du Code Pétrolier ;


(e) l'état de réalisation, à la date de la demande de prorogation, du Programme de


Travail Minimum souscrit pour la période en cours ;


(f) une quittance attestant le versement des droits fixes au Ministère en charge des


Hydrocarbures pour l’examen de la demande d’approbation de la prorogation de


la Période de Validité de l'Autorisation Exclusive de Recherche ;


(g) le programme général échelonné des travaux supplémentaires nécessaires à la


finalisation de l’Etude de Faisabilité ou de l’Etude de Faisabilité du Système de


Transport des Hydrocarbures par Canalisations.


Toute demande de prorogation devra, à peine d’irrecevabilité, comporter la mention


«demande de prorogation de l’Autorisation Exclusive de Recherche» avec indication


précise des articles pertinents du Code Pétrolier et du Contrat.


Aux fins d'accorder la prorogation, le Ministre peut faire rectifier ou compléter le dossier


de demande de prorogation par le Contractant, s'il y a lieu.


10.3.3 La prorogation de l'Autorisation Exclusive de Recherche est accordée par arrêté du Ministre


chargé des Hydrocarbures et notifiée au Contractant dans un délai de quinze (15) Jours à


compter de la date de signature de l’arrêté. Le rejet de la demande de prorogation doit être


dûment motivé et notifié au Contractant au plus tard trente (30) Jours avant la date


d'expiration de la Période de Validité en cours. A défaut de rejet dans les conditions ci-


avant. la prorogation est de droit et le Ministre chargé des Hydrocarbures octroie la


prorogation de l'Autorisation dans les meilleurs délais.


10.3.4 Lorsque le droit à la prorogation est acquis au profit du Contractant conformément aux


stipulations du présent Paragraphe 10.3, celui-ci conserve l’intégralité de ses droits à


l'intérieur de la Zone Contractuelle de Recherche et demeure assujetti à l’intégralité des


obligations qui en découlent jusqu’à l’intervention formelle de la décision du Ministre


chargé des Hydrocarbures octroyant la prorogation. Cette disposition n’impose pas toutefois


au Contractant d’entreprendre ou de poursuivre des Opérations de Recherche tant que la


prorogation n’a pas été formellement octroyée.


Article 11. DE LA DIVISION DE L’AUTORISATION EXCLUSIVE DE


RECHERCHE


11.1 Demande de Division


Le Contractant pourra, à tout moment, demander la Division de l'Autorisation Exclusive de


Recherche. A cet effet, il dépose auprès du Ministre chargé des Hydrocarbures, une


demande d'autorisation de Division comportant :


p


37


(a) les renseignements nécessaires à l'identification de l'Autorisation Exclusive de


Recherche ;


(b) la carte géographique à l'échelle 1/200000e des périmètres résultants de la


Division, déterminés conformément aux dispositions de l'article 5 du Décret


d'Application, précisant les superficies, sommets et limites desdits périmètres,


ainsi que les limites des Autorisations distantes de moins de cent (100) kilomètres


des périmètres visés par la demande ;


(c) le cas échant, les intervalles de profondeur des horizons géologiques objet de la


Division ;


(d) une quittance attestant le versement au Ministère en charge des Hydrocarbures


des droits fixes pour l’examen de la demande d’approbation de la Division de


l'Autorisation;


(e) les raisons, notamment d'ordre technique ou financier, qui motivent la demande


de Division ;


(f) le Programme de Travail Minimum que le Titulaire s’engage à réaliser sur


chacune des Autorisations résultant de la Division ;


(g) les projets d’avenants au Contrat relatif à l’Autorisation Exclusive de Recherche.


L'Etat fait rectifier ou compléter le dossier de la demande par le Contractant, s'il y a lieu.


11.2 Avenant de Division


La Division donne lieu à l'établissement de projets d'avenants au présent Contrat qui


doivent être approuvés par décret pris en Conseil des Ministres puis signés par le Ministre


chargé des Hydrocarbures et le Contractant dans les trente (30) Jours suivant la date de la


signature du décret d’approbation. Passé ce délai, ledit décret devient caduc et peut être


retiré à tout moment.


11.3 Arrêté autorisant la Division


La Division de l'Autorisation Exclusive de Recherche est accordée par arrêté du Ministre


chargé des Hydrocarbures au plus tard dans les trente (30) Jours après la signature des


avenants au Contrat mentionnée au Paragraphe 11.2 par arrêtés du Ministre chargé des


Hydrocarbures portant octroi au Contractant des nouvelles Autorisations Exclusives de


Recherche résultant de la division. Notification en est faite au Contractant dans les quinze


(15) jours suivant la date de signature des arrêtés.


 TITRE III - DE L'EXPLOITATION








Article 12. DE L'ATTRIBUTION, DE LA DUREE ET DU RENOUVELLEMENT


D'UNE AUTORISATION EXCLUSIVE D'EXPLOITATION


12.1 Autorisation Exclusive d'Exploitation


Si le Contractant conclut qu’un Gisement est un Gisement Commercial, ou que plusieurs


Gisements sont des Gisements Commerciaux, ce dernier pourra faire une demande pour, et


aura droit d'obtenir séparément pour chaque Gisement Commercial ou collectivement pour


plus d’un desdits Gisements Commerciaux, au choix du Contractant, une Autorisation


Exclusive d'Exploitation.


Toutefois, nonobstant toute disposition contraire et sans préjudice des dispositions du


Paragraphe 13.5.2, tout Gisement Commercial découvert sur la Zone Contractuelle de


Recherche postérieurement à l’octroi d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation et qui


n'est pas contenu en partie dans la zone délimitée par les perpendiculaires indéfiniment


prolongées en profondeur du périmètre d’une Zone Contractuelle d'Exploitation, ne pourra


pas être rattaché à une Autorisation Exclusive d’Exploitation existante et devra faire l’objet


d’une demande d’attribution d’une nouvelle Autorisation Exclusive d’Exploitation.


12.2 Demande d'Autorisation Exclusive d'Exploitation


La demande d'octroi est adressée au Ministre chargé des Hydrocarbures par le Contractant


et comporte, outre les documents et informations exigés de tout demandeur d'une


Autorisation conformément aux dispositions de l’article 110 du Décret d'Application, les


renseignements suivants :


(a) les coordonnées et la superficie du périmètre sollicité ainsi que les


circonscriptions administratives intéressées ;


(b) la carte géographique à l'échelle 1/200.000e du périmètre concerné, précisant les


sommets et les limites dudit périmètre déterminés conformément aux dispositions


de l'article 5 du Décret d'Application, ainsi que les limites des Autorisations


distantes de moins de cent (100) kilomètres du périmètre visé par la demande ;


(c) l’intervalle de profondeur contenant l’horizon géologique objet de la demande ;


(d) un plan de la Zone Contractuelle d’Exploitation demandée en double exemplaire,


à l'échelle de l/20.000e ou de l/50.000e, indiquant tous les Puits de


Développement ou de Production proposés, auquel est annexé un mémoire


technique justifiant la délimitation du périmètre de la Zone Contractuelle


d’Exploitation demandée. Les perpendiculaires indéfiniment prolongées en


profondeur de ce périmètre doivent inclure uniquement le Gisement objet de la


demande d'Autorisation Exclusive d'Exploitation ainsi que le périmètre


raisonnablement nécessaire pour développer et exploiter ledit Gisement. Lorsque


la demande d’Autorisation Exclusive d’Exploitation est formulée pour plusieurs


Gisements, le périmètre de la Zone Contractuelle d’Exploitation demandée sera


constitué des périmètres de chaque Gisement déterminé conformément aux


dispositions du présent alinéa (d) ainsi que du périmètre raisonnablement


nécessaire pour développer et exploiter lesdits Gisements ;


(e) la durée de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation sollicitée qui ne peut être


supérieure à celle fixée à l’article 60 du Code Pétrolier ;


49 V





39


(f) l'engagement de présenter au Ministre chargé des Hydrocarbures, dans le mois qui


suit l'octroi de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation, le programme de travail du


reste de l'Année Civile en cours et, avant le 31 octobre de chaque année, le


Programme Annuel de Travaux de l'Année Civile suivante ;


(g) un rapport d'Etude de Faisabilité, accompagné de tous les documents,


informations et analyses qui démontrent qu'un Gisement est un Gisement


Commercial ou que plusieurs Gisements sont des Gisements Commerciaux. Le


rapport d'Etude de Faisabilité comprend les données techniques et économiques


du ou des Gisement(s) concernés), leurs évaluations, interprétations, analyses et,


notamment :


o les données géophysiques, géochimiques et géologiques ;


o l'épaisseur et étendue des strates productives ;


o les propriétés pétrophysiques des formations contenant des Réservoirs


naturels ;


o les données pression-volume-température ;


o les indices de productivité des Réservoirs pour les Puits testés à plusieurs


taux d'écoulement, de perméabilité et de porosité des formations contenant


des Réservoirs naturels ;


o les caractéristiques et qualités des Hydrocarbures découverts ;


o les évaluations des Réservoirs et les estimations de réserves


d'Hydrocarbures récupérables, assorties des probabilités correspondantes


en matière de profil de production. La quantité des réserves récupérables


devra être certifiée par un cabinet indépendant, sélectionné conjointement


par l’Etat et le Contractant, et le certificat transmis dans le cadre de la


demande ;


o l'énumération des autres caractéristiques et propriétés importantes des


Réservoirs et des fluides qu'ils contiennent ;


o un plan de développement et d'exploitation du ou des Gisement(s)


concernéfs) par la demande (le "Plan de Développement et


d'Exploitation") et le Budget correspondant, que le Contractant s'engage


à suivre. Ce plan comprend notamment les informations suivantes :


■ l'estimation détaillée des coûts des Opérations de Développement et


des Opérations d'Exploitation ;


■ des propositions détaillées relatives à la conception, la construction


et la mise en service des installations destinées aux Opérations


Pétrolières ;


■ les programmes de Forage ;


■ le nombre et le type de Puits ;


* la distance séparant les Puits ;


■ le profil prévisionnel de production pendant la durée de


l'exploitation envisagée ;


■ le plan d'utilisation du Gaz Naturel Associé ;


■ le schéma et le calendrier de développement du ou des Gisement(s) ;


■ la description des mesures de sécurité prévues pendant la réalisation


des Opérations Pétrolières ;


■ les scénarii de développement possibles envisagés par le


Contractant ;


■ le schéma préliminaire envisagé pour les Travaux d'Abandon ;


■ les projections financières complètes pour la période d'exploitation


y compris le coût envisagé pour les Travaux d’Abandon ;


■ un mémoire indiquant les résultats de tous les travaux effectués pour


la Découverte des Gisements et leur délimitation ;


Avy





40


■ les conclusions et recommandations quant à la faisabilité


économique et le calendrier arrêté pour la mise en route de la


production commerciale, en tenant compte des points énumérés ci-


dessus.


(h) en ce qui concerne le transport des Hydrocarbures :


o une demande d’octroi d’une Autorisation de Transport Intérieur déposée


dans les formes précisées à l’article 220 du Décret d’Application ; ou


o toute convention relative au transport des Hydrocarbures extraits du ou des


Gisements Commerciaux faisant l’objet de la demande sur un Système de


Transport des Hydrocarbures par Canalisations existant ; ou


o toute demande visant à obtenir du Ministre chargé des Hydrocarbures qu’il


intervienne auprès du Titulaire d’une Autorisation de Transport Intérieur


qui dispose de capacités disponibles mais avec lequel le Requérant ne


parvient pas à s’accorder sur une convention relative au transport des


Hydrocarbures ;


(i) un rapport d'Etude d’Impact Environnemental Approfondie approuvé


conformément aux Lois en Vigueur ;


G) une Demande d'Occupation des Terrains portant sur les terrains nécessaires à la


réalisation des Opérations Pétrolières et des opérations visées à l’article 12 du


Code Pétrolier, établie dans la forme prévue au titre premier, chapitre 3, du Décret


d'Application ;


(k) un PPDC et un PPDR approuvés conformément aux dispositions de l’article 107


du Décret d’Application ;


(1) les programmes visant à accorder la préférence aux entreprises du Niger pour les


contrats de fourniture et de sous-traitance ;


(m) une quittance attestant le versement au Ministère en charge des Hydrocarbures


des droits fixes pour l’examen de la demande d'attribution de l'Autorisation


Exclusive d'Exploitation ;


(n) un projet de Contrat d'Association ou, le cas échéant, d'Avenant au Contrat


d'Association, s'il en existe un, établi sur la base des principes visés à l'Annexe C.


12.3 Instruction de la demande


Dans le cadre de l'instruction de sa demande, le Ministre chargé des Hydrocarbures peut


faire demander au Contractant de rectifier ou compléter son dossier. Il notifie au


Contractant la recevabilité de sa demande dans un délai maximum de soixante (60) Jours à


compter de la réception de sa demande.


Toute notification adressée au Contractant aux fins de compléter sa demande interrompt la


computation du délai visé à l’alinéa ci-dessus. Un nouveau délai de soixante (60) Jours


commence à courir à compter de la date de réception par le Ministre chargé des


Hydrocarbures des éléments d’information complémentaires sollicités du Contractant.


Tout rejet d’une demande d’attribution d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation doit


être dûment motivée et notifiée au Contractant.














41


12.4 Attribution de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation


L'Autorisation Exclusive d'Exploitation est attribuée, par décret pris en Conseil des


Ministres, pour la durée demandée par le Contractant, dans les limites fixées à l’article 60


du code pétrolier. L'attribution intervient dans les quatre-vingt-dix (90) Jours suivant la date


de la notification de la recevabilité au Contractant.


L’Autorisation Exclusive d’Exploitation et les intérêts qui en découlent ont le caractère de


droit réel immobilier distinct de la propriété du sol. Conformément aux dispositions de


l’article 57 du Code Pétrolier, elle est indivisible, non amodiable et non susceptible


d’hypothèque.


12.5 Renouvellement de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation


12.5.1 A l'issue de la Période de Validité initiale de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation, le


Contractant pourra demander dans les formes prévues au Décret d’Application, au moins


deux (2) ans avant la date d'expiration de son Autorisation Exclusive d'Exploitation, le


renouvellement de ladite autorisation pour une durée maximum de dix (10) ans.


12.5.2 Le Ministre chargé des Hydrocarbures fait rectifier ou compléter le dossier de la demande


par le Contractant, s’il y a lieu. Il notifie au Contractant la recevabilité de sa demande et la


décision d’entrer en pourparlers en vue de la conclusion d’un avenant au Contrat dans un


délai maximum de soixante (60) Jours à compter de la réception de sa demande.


Toute notification adressée au Contractant aux fins de compléter sa demande interrompt la


computation du délai de soixante (60) Jours visé à l’alinéa ci-dessus, qui ne recommence à


courir qu’à compter de la date de réception par le Ministre chargé des Hydrocarbures des


éléments d’informations complémentaires sollicitées du Contractant.


Tout rejet d’une demande de renouvellement d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation


doit être dûment motivé et notifié au Contractant.


12.5.3 Le Ministre chargé des Hydrocarbures procède, avec le Contractant, à l’établissement d’un


avenant au Contrat sur la base de la proposition d’avenant présentée par le Contractant.


Le Ministre chargé des Hydrocarbures et le Contractant doivent convenir d’un projet


définitif d’avenant au Contrat au plus tard neuf (9) mois à compter de la date de notification


de la recevabilité de la demande de renouvellement. Si à l’échéance des neuf (9) mois, un


projet définitif n’a pas été conclu, le Ministre chargé des Hydrocarbures doit le notifier au


Contractant. Cette notification vaut rejet de la demande de renouvellement. En l’absence


d’une telle notification, le dernier projet d’avenant au Contrat est présenté au Conseil des


Ministres pour approbation.


12.5.4 Le projet définitif d’avenant au Contrat ou, le cas échéant, le dernier projet d’avenant, visé


au Paragraphe ci-dessus est approuvé par décret pris en Conseil des Ministres puis signé par


le Ministre chargé des Hydrocarbures et le Contractant dans les trente (30) jours suivant la


date de la signature dudit décret. Passé ce délai, ledit décret devient caduc et peut être retiré


à tout moment.


12.5.5 Si l'Autorisation Exclusive d'Exploitation vient à expiration avant qu'il ne soit statué sur la


demande de renouvellement d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation formée par le


Contractant, celui-ci conserve l'intégralité de ses droits et demeure assujetti à l'intégralité


des obligations qui en découlent, dans la limite du périmètre objet de sa demande, et ce


jusqu'à l'intervention de la décision du Conseil des Ministres. Cette disposition n'impose








1





42


pas toutefois au Contractant de poursuivre les Opérations d'Exploitation tant que le


renouvellement n'a pas été formellement octroyé.


Article 13. DE L'UNITISATION


13.1 Principe


Lorsque les limites d’un Gisement Commercial se trouvent à cheval sur plusieurs


Autorisations Exclusives de Recherche, les Titulaires concernés doivent soumettre


concomitamment leurs demandes d’attribution d’Autorisations Exclusives d’Exploitation


sur la partie du Gisement située dans la Zone Contractuelle faisant l’objet, chacun pour ce


qui le concerne, de son Autorisation Exclusive de Recherche dans un délai maximum de


six (6) mois à compter de la remise, par l’un quelconque des Titulaires concernés, du


rapport d’Etude de Faisabilité qui conclut que le Gisement est un Gisement Commercial.


13.2 Accord d'Unitisation


La demande formée par chacun des Titulaires conformément aux stipulations du


Paragraphe 13.1 ci-dessus, doit comporter l'ensemble des documents et informations visés


au Paragraphe 12.2.


Le Contractant doit, par ailleurs, annexer à sa demande un projet d'Accord d'Unitisation


préparé avec les Titulaires des Autorisations concernées et soumis à l’approbation du


Ministre chargé des Hydrocarbures. Le projet d'Accord d'Unitisation comporte, au


minimum, des clauses relatives :


(a) à la désignation d'un Opérateur unique pour le Gisement ;


(b) aux obligations de l'Opérateur, notamment dans le cadre de la représentation des


Titulaires des différentes Autorisations Exclusives d'Exploitation ;


(c) à la répartition des compétences en matière de commercialisation des


Hydrocarbures extraits du Gisement concerné ;


(d) aux droits et obligations des parties prenantes notamment en ce qui concerne :


o leur part dans la production ;


o l'audit des coûts de l'association ;


o le processus des dépenses ;


(e) au processus de prise de décision et notamment, à travers la mise en place d'un


Comité d'Association ("CA") :


o la direction de l'exécution des Opérations Pétrolières ;


o les prérogatives du CA ;


o le suivi des directives du CA ;


o la préparation et la soumission des programmes et Budgets au CA ;


o l'autorisation des dépenses ;


o le processus d'appels de fonds ;


(f) aux obligations des parties prenantes notamment en matière de financement ;

















43


(g) aux stipulations relatives à la tenue des comptabilités des différents Titulaires, qui


doivent être conformes aux différentes procédures comptables annexées à leurs


contrats pétroliers.


13.3 Défaut d'accord entre les Titulaires


Si le Contractant ne parvient pas à s'accorder avec les Titulaires des Autorisations


concernés sur le projet d'Accord d'Unitisation dans le délai de six (6) mois stipulé au


Paragraphe 13.1 ci-dessus ou lorsque le Ministre chargé des Hydrocarbures n’approuve pas


le projet d’accord à lui soumis, ce dernier propose à tous les Titulaires concernés un projet


d’Accord d’Unitisation équitable et équilibré, préparé sur la base du modèle de


l’Association Internationale des Négociateurs du Pétrole (AINP).


Si un Titulaire n’accepte pas le projet d’Accord d’Unitisation préparé par le Ministre chargé


des Hydrocarbures, le différend est soumis aux stipulations relatives au règlement des


différends de son Contrat de Partage de Production.


Si l’ensemble des Titulaires concernés n’acceptent pas le projet préparé par le Ministre


chargé des Hydrocarbures, le différend qui en résulte peut faire l’objet d’un règlement par


voie de conciliation ou de tout autre mode de règlement alternatif des différends, par voie


d’expertise technique ou d’arbitrage dans les conditions à convenir entre l’ensemble des


parties concernées.


13.4 Gisement s'étendant hors du territoire national


13.4.1 Lorsque certaines limites d'un Gisement Commercial découvert à l'intérieur de la Zone


Contractuelle de Recherche se situent hors du territoire de la République du Niger, et que


l'Etat juge qu'il est préférable que ce Gisement soit exploité comme une seule unité par le


Contractant en coopération avec toutes les autres personnes y ayant un intérêt commun, il


peut à tout moment et après consultation des intéressés, donner des instructions au


Contractant quant à la manière selon laquelle ses droits sur le Gisement seront exercés. Ces


instructions auront pour objectif, d’assurer la conservation du Gisement, son exploitation


rationnelle, concertée ou en commun, et de préserver la valeur des « cash-flows » respectifs


de manière équitable.


13.4.2 Dans le cas visé au Paragraphe 13.4.1, le Contractant demeure soumis à l'obligation de


formuler une demande d'attribution d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation.


13.5 Extension de la Zone Contractuelle


13.5.1 Au cas où un Gisement Commercial s'étend au-delà de la Zone Contractuelle de Recherche


et sur une zone non encore couverte par des droits exclusifs de recherche ou d'exploitation,


l'Etat inclura, à la demande du Contractant, ladite zone dans la Zone Contractuelle


d'Exploitation relative audit Gisement.


13.5.2 Si, à l'intérieur des frontières d'origine de la Zone Contractuelle de Recherche, il est


déterminé qu'un Gisement Commercial s'étend au-delà de la Zone Contractuelle


d'Exploitation sur un périmètre qui ne fait pas encore l'objet d'une Autorisation Exclusive


d'Exploitation, l'Etat, à la demande du Contractant, inclura ladite zone dans la Zone


Contractuelle d'Exploitation relative audit Gisement. L'ensemble des Coûts Pétroliers


relatifs aux Opérations de Recherche, liés ou associés à cette détermination, deviendra des


Coûts Pétroliers récupérables au titre de ladite Zone Contractuelle d'Exploitation étendue.

















44


Article 14. DE LA PARTICIPATION DE L'ETAT DANS L'AUTORISATION


EXCLUSIVE D'EXPLOITATION


14.1 Niveau de la Participation Publique


Conformément aux dispositions de l'article 62 du Code Pétrolier, l'Etat a le droit, lors de


l'attribution de toute Autorisation Exclusive d'Exploitation, d'exiger la cession d'une


participation d'un montant maximal de vingt pour cent (20%) dans les droits et obligations


attachés à cette Autorisation Exclusive d'Exploitation soit directement, soit par


l'intermédiaire d'un Opérateur National (la "Participation Publique").


14.2 Notification de prise de participation


14.2.1 L'Etat indique au Contractant, dans le cadre de la notification de recevabilité qu'il est tenu


de lui adresser conformément aux dispositions de l’article 175 du Décret d'Application, le


pourcentage qu'il souhaite acquérir dans l'Autorisation Exclusive d'Exploitation concernée


(dans la limite du montant maximum visé au Paragraphe 14.1 ci-dessus) et, le cas échéant,


l'identité de l'Opérateur National qui détiendra ladite participation. Le Contractant est tenu


d'accéder à la demande de l'Etat conformément aux dispositions de l'article 62 du Code


Pétrolier. A défaut de notification de l'Etat dans les conditions ci-dessus, l'Etat et l'Opérateur


National sont réputés avoir définitivement renoncé à la prise d'une Participation Publique.


14.2.2 A la date d’attribution de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation, l’Etat ou l’Opérateur


National en devient Co-Titulaire àhauteur du pourcentage mentionné au Paragraphe 14.2.1.


La participation de chacun des coassociés de l’Etat ou de l’Opérateur National dans ladite


Autorisation correspond à sa participation dans l’Autorisation Exclusive de Recherche dont


est issue l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée, diminuée en proportion du


pourcentage de la participation transférée à l’Etat ou à l’Opérateur National.


14.3 Droits et obligations de l’Etat au titre de la Participation Publique


Si l'Etat décide de prendre une participation dans l'Autorisation Exclusive d'Exploitation


conformément aux dispositions du Paragraphe 14.2, l'Etat est tenu, à hauteur de sa


participation dans l’Autorisation Exclusive d'Exploitation, sous réserve des dispositions du


Paragraphe 14.4, de :


(b) procéder immédiatement au remboursement, sans intérêts, de sa part


proportionnelle des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations de Recherche ; et


(c) contribuer au même titre que les autres Co-Titulaires de l'Autorisation au


financement des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations d’Exploitation à


compter de la date d’attribution de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation.


Le remboursement et le financement au titre des alinéas (a) et (b) du présent Paragraphe


14.3 ne commenceront qu’à compter de la date de commencement de la production


commerciale au titre de la Zone Contractuelle d’Exploitation concernée.


Lorsque l’acquisition de la Participation Publique est réalisée, l'Etat ou l'Opérateur National


bénéficie des droits et assume les obligations afférents à l'Autorisation Exclusive


d'Exploitation rétroactivement à partir de la date de l'attribution de l'Autorisation Exclusive


d'Exploitation, sous réserve des dispositions de l’alinéa (a) du présent Paragraphe 14.3 et


du Paragraphe 14.4, conformément aux dispositions du Contrat et du Contrat d'Association.




















45


14.4 Avances


14.4.1 Le financement et le remboursement prévus au Paragraphe 14.3 seront assurés par des


avances (les "Avances") des Co-Titulaires autres que l’Etat ou l’Opérateur National à


hauteur d'une Participation Portée de quinze pour cent (15%) (la «Participation Portée").


Les Avances relatives à la Participation Portée ne portent pas intérêts.


14.4.2 Le financement et le remboursement prévus au Paragraphe 14.3 seront assurés par l’Etat ou


l’Opérateur National pour la fraction de la Participation Publique excédant la Participation


Portée.


14.4.3 L'Etat ou l’Opérateur National doit rembourser les Avances au titre de la Participation


Portée, conformément aux dispositions du Paragraphe 14.4.4.


14.4.4 En cas de production d'Hydrocarbures, l'Etat ou l’Opérateur National accepte, par avance


et à titre irrévocable jusqu'au jour du remboursement intégral des Avances (le


"Remboursement Complet"), de remettre aux Co-Titulaires de l'Autorisation Exclusive


d'Exploitation, à compter du commencement de la production commerciale et jusqu'au


Remboursement Complet, les volumes d'Hydrocarbures dont il a le droit et l'obligation de


prendre livraison au titre du Cost Oil afférent à la Participation Portée en vertu des termes


du Contrat et du Contrat d'Association (le «Cost Oil de la Participation Portée"). Pour les


besoins de la détermination des sommes remboursées ou payées par l'Etat ou l’Opérateur


National aux Co-Titulaires de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation, la quote-part de l'Etat


ou de l’Opérateur National est valorisée au Prix du Marché Départ Champs.


14.4.5 Chaque Année Civile, les Avances au titre de la Participation Portée seront remboursées


conformément au Paragraphe 14.4.4 par affectation du Cost Oil de la Participation Portée


selon l’ordre de priorité indiqué ci-après :


(a) affectation du Cost Oil de la Participation Portée au remboursement des Avances


au titre du financement des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations de


Production de la période en cours ; puis,


(b) affectation du solde du Cost Oil de la Participation Portée après remboursement


des Avances visées à l’alinéa (a) ci-dessus, au remboursement des Avances au


titre du financement des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations de Production


et aux Opérations de Développement enregistrés dans le Compte-Avance ; puis,


(c) affectation du solde du Cost Oil de la Participation Portée après remboursement


des Avances visées aux alinéas (a) et (b) ci-dessus, au remboursement des


Avances au titre du financement des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations de


Recherche enregistrés dans le Compte-Avance ; puis,


(d) affectation du solde du Cost Oil de la Participation Portée après remboursement


des Avances visées aux alinéas (a), (b) et (c) ci-dessus, au remboursement des


Avances au titre du financement des Coûts des Travaux d’Abandon enregistrés


dans le Compte-Avance.


14.4.6 Si le Cost Oil de la Participation Portée au titre d'une Année Civile est inférieur au montant


des Avances restant à rembourser, le reliquat des Avances est reporté sur l'Année Civile


suivante sans limitation de délai jusqu'à Remboursement Complet. Si le Cost Oil de la


Participation Portée est supérieur au montant des Avances restant à rembourser, le reliquat


de ce Cost Oil est attribué à l'Etat ou à l’Opérateur National, conformément aux dispositions


du Contrat et du Contrat d'Association.








/





46


14.4.7 Au cas où l'exploitation du Gisement couvert par une Autorisation Exclusive d'Exploitation


n'a pas permis à l'Etat ou à l'Opérateur National de rembourser, conformément aux


stipulations du présent Article 14, tout ou partie des Avances, les engagements de


remboursement de l'Etat et de l'Opérateur National au titre des Avances relatives à cette


Autorisation Exclusive d'Exploitation deviennent caducs.


14.5 Contrat d’Association


14.5.1 Préalablement à l’octroi de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation, l’Etat ou l'Opérateur


National signe avec le Contractant, un Contrat d’Association sur la base des principes visés


en Annexe C, ou un avenant au Contrat d’Association s’il en existe déjà un, agréant l’Etat


ou l'Opérateur National comme entité composant le Contractant.


14.5.2 L’avenant au Contrat d’Association ou le nouveau Contrat d’Association signé par l’Etat


ou l'Opérateur National d’une part, et le Contractant d’autre part, entre en vigueur à la date


d'attribution de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation.


14.5.3 A la date d’attribution de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation, l'Etat ou l'Opérateur


National bénéficiera des droits et assumera les obligations liés à son pourcentage d'intérêt


dans l'Autorisation Exclusive d'Exploitation, dans les conditions et selon les modalités


prévues dans ledit Contrat d'Association, sous réserve des stipulations des Paragraphes 14.3


et 14.4 et, à condition que ce Contrat d'Association incorpore les principes visés à l’Annexe


C.


14.5.4 II est expressément convenu que l'Etat ou l’Opérateur National, en ce qui concerne la


Participation Portée, ne pourra céder ou transférer sa Participation Portée (à moins que ce


ne soit à une entité publique) ou se retirer du Contrat de quelque manière que ce soit, avant


le Remboursement Complet. Par ailleurs, l'Etat ou l’Opérateur National ne pourra pas être


désigné Opérateur dans le cadre du Contrat d'Association.


14.6 L’Opérateur National


14.6.1 Les Parties reconnaissent et conviennent que chaque Partie et chaque Co-titulaire est tenu


de se conformer aux Lois en Vigueur, aux conventions internationales régulièrement


ratifiées par la République du Niger et à toute disposition législative de droit étranger


pertinente pour l’exécution des Opérations Pétrolières, relatives à la lutte et la prévention


de la corruption. L’Etat s’engage et garantit que le capital ou les intérêts de toutes natures


de l’Opérateur National choisi pour détenir la Participation Publique ne sont pas au moment


où il est choisi, au moment où il acquiert la Participation Publique, et à tout autre moment,


détenus en tout ou partie par un Agent Public, son ou ses conjoints, ascendants ou


descendants directement ou par personnes interposées ou par une entité contrôlée


directement ou indirectement par un Agent Public, ses conjoints, ascendants ou


descendants. Pour les besoins du présent Article 14, un Agent Public, ses conjoints,


ascendants, descendants ou personnes interposées sont réputés détenir des intérêts ou une


participation dans l’Opérateur National lorsque l’Agent Public concerné ou tout conjoint,


ascendant ou descendant de cet Agent Public détient directement ou indirectement, y


compris par personne interposée, des actions, titres de participations, intérêts ou droits de


quelque nature que ce soit : (i) l’habilitant à percevoir ou recevoir directement ou


indirectement un revenu, des dividendes et distributions de la part de l’Opérateur National


concerné, autre que ceux provenant de l’exercice d’un emploi salarié ou d’un mandat social


au sein dudit Opérateur National, dans des conditions conformes aux Lois en Vigueur (ii)


l’habilitant à exercer un droit de vote au sein des organes collectifs de l’Opérateur National


concerné et, en particulier, de son conseil d’administration ou de tout organe équivalent, et


de l’assemblée générale des associés, actionnaires et détenteurs de part de capital de


l’Opérateur National concerné, ou organe équivalent à une telle assemblée.


Un Agent Public ne sera pas réputé détenir des intérêts ou une participation dans l’Opérateur


National lorsque l’Agent Public concerné ou tout conjoint, ascendant ou descendant de cet


Agent Public (i) perçoit un traitement ou un salaire au titre d’un emploi salarié au sein de


l’Opérateur National auquel il a été régulièrement affecté ; (ii) perçoit des revenus résultant


de tout mandat social exercé, dès lors que l’Agent Public, son conjoint, ascendant ou


descendant concerné ne détient aucune action, obligation, titre de participation ou de


créance de l’Opérateur National.


14.6.2 Nonobstant toute stipulation contraire de ce Contrat, (i) l’Etat garantit et se porte fort de ce


que l’Opérateur National s’engage à ne pas céder et ne cède à aucun moment, directement


ou indirectement, tout ou partie de la Participation Publique à un Agent Public, ses


conjoints, ascendants, descendants ou personnes interposées ou à une entité ou un


consortium d’entités contrôlé directement ou indirectement par un Agent Public, ses


conjoints, ascendants, descendants ou personnes interposées ; (ii) l’Etat s’engage à refuser


son approbation et à s’opposer à tout moment pendant toute la durée de validité de ce


Contrat, à toute cession directe ou indirecte, par l’Opérateur National, par quelque procédé,


opération ou modalité juridique que ce soit, de tout ou partie de la Participation Publique à


un Agent Public, ses conjoints, ascendants, descendants ou personnes interposées ou à une


entité ou un consortium d’entités contrôlé par un Agent Public, ses conjoints, ascendants,


descendants ou personnes interposées.


14.6.3 L’Etat s’engage à informer le Contractant, préalablement à la décision d’approbation de la


transaction de l’identité de tout Cessionnaire de tout ou partie de la Participation Publique


et de tout Cessionnaire ayant lui-même acquis des intérêts d’un Cessionnaire de tout ou


partie de la Participation Publique. L’Etat s’engage, par ailleurs, à informer le Contractant


de toute transaction portant sur les actions de l’Opérateur National dont il aura


connaissance.








Article 15. DES OPERATIONS DE DEVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION


15.1 Commencement des Opérations de Développement


15.1.1 Le Contractant aura le droit de réaliser des Opérations de Développement sur le terrain


relativement à chacun des, et à tous les, Gisements contenus à l'intérieur de la Zone


Contractuelle d'Exploitation. Le Contractant est tenu d’entreprendre les Opérations


d’Exploitation au plus tard un an à compter de la date d’attribution de l’Autorisation


Exclusive d’Exploitation (le "Délai de Commencement").


15.1.2 Sauf cas de Force Majeure, le non-respect du délai mentionné au Paragraphe 15.1.1,


constitue un Manquement et peut entraîner le retrait de l'Autorisation Exclusive


d'Exploitation conformément aux stipulations de l'Article 56.


15.1.3 11 est convenu entre les Parties que le Délai de Commencement ci-dessus sera


automatiquement étendu d'un délai égal à toute période (la "Période Intermédiaire")


nécessaire :


(a) à la conclusion des baux emphytéotiques entre les personnes morales de droit


public sur le terrain desquelles le Plan de Développement et d'Exploitation prévoit


la réalisation des Opérations Pétrolières et des opérations visées à l’article 12 du


Code Pétrolier et le Contractant ;


(b) dans le cas où le Plan de Développement et d'Exploitation concerné prévoit la


réalisation d'un Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations, à


l'octroi des emprises foncières pour les terrains nécessaires ou utiles à l'exécution


/w, p








48


des Opérations de Transport, sous réserve que les Demandes d’Occupation des


Terrains afférentes à ces emprises foncières soient déposées auprès des


administrations compétentes au plus tard six (6) mois à compter de l’attribution


de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation.


15.2 Obligations d'exploitation


A compter de la mise en production de chaque Gisement Commercial, le Contractant


s'engage à produire les Hydrocarbures en quantités raisonnables selon les normes en usage


dans l'industrie pétrolière internationale, en considérant principalement les règles de bonne


conservation du Gisement et la récupération optimale des réserves d'Hydrocarbures dans


des conditions économiques.


15.3 Programmes Annuels de Production


15.3.1 Au plus tard le 30 septembre de chaque année suivant la mise en production d'un Gisement


Commercial, le Contractant devra soumettre pour approbation au Comité de Gestion, le


programme de production de chaque Gisement Commercial et le Budget correspondant


établis pour l'Année Civile suivante. L'approbation est de droit lorsque le programme de


production est conforme aux exigences du Paragraphe 15.2. Toute difficulté à cet égard peut


être soumise à la Procédure d'Expertise.


15.3.2 Le Contractant s'efforcera de produire, durant chaque Année Civile et dans le respect des


stipulations du Paragraphe 15.2, les quantités estimées dans le programme de production


ci-dessus mentionné.


15.4 Registres d'exploitation


Pendant les Opérations d'Exploitation, le Contractant tient, par type d'Hydrocarbures et par


Gisement, un registre d'extraction, un registre des pertes et des consommations, un registre


de stockage, un registre d'exportation et un registre de vente des Hydrocarbures. Lesdits


registres sont cotés et paraphés par un agent du Ministère en charge des Hydrocarbures.


15.5 Représentants de l'Etat


Des représentants de l'Etat seront associés aux Opérations d’Exploitation prévus au présent


Article. Tous les éléments de rémunération de ces représentants resteront à la charge de


l'Etat. Toutefois, les frais associés à cette participation seront à la charge du Contractant.


Un protocole sera établi entre les Parties pour préciser les frais à prendre en considération


et les modalités de paiement.


Article 16. DU GAZ NATUREL ASSOCIE


16.1 Utilisation du Gaz Naturel Associé pour les Opérations Pétrolières


Sous réserve des dispositions du Paragraphe 16.2 ci-dessous, le Contractant est tenu


d'utiliser le Gaz Naturel Associé pour les besoins des Opérations Pétrolières, y compris


pour sa réinjection dans les Gisements Commerciaux. Le torchage de Gaz Naturel Associé


est interdit sauf au cours des tests de puits ou pour des raisons de mise en danger des


personnes, des biens, de l’Environnement ou des Opérations Pétrolières et sauf dérogation


accordée par le Ministre chargé des Hydrocarbures.

















49


16.2 Excédent commercial


16.2.1 Le Contractant précisera dans le rapport d'Etude de Faisabilité prévu au Paragraphe 12.2, si


la production de Gaz Naturel Associé (après traitement dudit gaz afin de le séparer des


Hydrocarbures pouvant être considérés comme Pétrole Brut) est susceptible d'excéder les


quantités nécessaires aux besoins des Opérations Pétrolières relatives à la production de


Pétrole Brut (y compris les opérations de réinjection) et s'il considère que cet excédent est


susceptible d'être produit en quantités commerciales.


16.2.2 Le rapport d'Etude de Faisabilité révélant, conformément au Paragraphe 16.2.1 ci-dessus,


l'existence d'une quantité de Gaz Naturel Associé susceptible d'une exploitation


commerciale précise :


(a) les débouchés possibles pour cet excédent de Gaz Naturel, à la fois sur le marché


local et à l'exportation, ainsi que les moyens nécessaires à sa commercialisation ;


(b) dans le Plan de Développement et d’Exploitation qui lui est annexé conformément


à l’alinéa (g) du Paragraphe 12.2, les installations supplémentaires nécessaires à


la mise en exploitation du Gaz Naturel Associé et l’estimation des coûts y


afférents.


16.2.3 Le Contractant sera en droit de procéder au développement et à l’exploitation de ce


Gisement de Gaz Naturel Associé en vertu de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation


octroyée sur la base de la demande à laquelle était annexé le rapport d’Etude de Faisabilité


visé au Paragraphe 16.2.1.


16.2.4 En cas de découverte, en cours d’exploitation d’un Gisement Commercial, de quantités de


Gaz Naturel Associé susceptibles de commercialisation conformément aux stipulations des


Paragraphes 16.2.1 à 16.2.3, le Contractant sera autorisé à procéder à l’exploitation


commerciale de ce Gaz Naturel Associé en vertu de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation


initialement octroyée pour l’exploitation du Pétrole Brut et de tous autres Hydrocarbures


sur ce Gisement Commercial, sous réserve du dépôt préalable et de l’approbation par le


Comité de Gestion d’un rapport d’Etude de Faisabilité spécifique démontrant la possibilité


d’une exploitation commerciale des quantités de Gaz Naturel Associé concernées. Au cas


où la durée estimée dans l’Etude de Faisabilité pour l’exploitation du Gaz Naturel Associé


excéderait la durée de validité de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation, le Contractant


pourra demander le renouvellement de cette Autorisation dans les conditions prévues par la


Législation Pétrolière.


16.2.5 Dans le cas où le Contractant ne souhaite pas procéder à l'exploitation de l'excédent de Gaz


Naturel et si l’Etat désire l'utiliser, il en avise le Contractant qui est dès lors tenu de mettre


gratuitement à la disposition de l'Etat, à la sortie des installations de séparation du Pétrole


Brut et du Gaz Naturel, la part de l'excédent que l'Etat souhaite enlever.


(a) L'Etat sera alors responsable de la collecte, du traitement, de la compression et du


transport de cet excédent, à partir des installations de séparation susvisées, et


supportera tous les coûts supplémentaires y afférents.


(b) La construction des installations nécessaires aux opérations visées à l'alinéa


précédent, ainsi que l'enlèvement de l'excédent de Gaz Naturel Associé par l'Etat


seront effectués conformément aux règles de l'art en usage dans l'industrie


pétrolière internationale et de manière à ne pas entraver la production,


l'enlèvement et le transport du Pétrole Brut par le Contractant.

















50


16.2.6 Dans le cas où le rapport d'Etude de Faisabilité prévu au Paragraphe 12.2 indique que la


production de Gaz Naturel Associé (après traitement dudit gaz afin de le séparer des


Hydrocarbures pouvant être considérés comme Pétrole Brut) est susceptible d'excéder les


quantités nécessaires aux besoins des Opérations Pétrolières relatives à la production de


Pétrole Brut (y compris les opérations de réinjection) mais que cet excédent n’est pas


susceptible d'être produit en quantités commerciales et que l’Etat ne désire pas l’utiliser, le


Ministre chargé des Hydrocarbures accordera une dérogation au Contractant afin qu’il


puisse procéder au torchage du Gaz Naturel Associé.


Article 17. DU MESURAGE ET DU TRANSFERT DE LA PROPRIETE DES


HYDROCARBURES


17.1 Propriété indivise à la tête des Puits de Développement ou de Production


Les Hydrocarbures produits deviennent la propriété indivise de l'Etat et du Contractant au


passage de la tête des Puits de Développement ou de Production.


17.2 Point de Mesurage


Le Contractant devra mesurer les Hydrocarbures pour chaque Autorisation Exclusive


d’Exploitation au point suivant (le « Point de Mesurage ») :


(b) soit à la sortie de l’usine de traitement ou des installations de séparation ou de


traitement en ce qui concerne le Pétrole Brut ou le Gaz Naturel ;


(c) soit à la bride de sortie de tout réservoir de stockage de l’Autorisation Exclusive


d’Exploitation concernée.


Tous les Hydrocarbures extraits seront mesurés après extraction de l'eau et des Substances


Connexes, en utilisant des appareils et procédures de mesure dûment approuvés par l’Etat


et conformes aux méthodes en usage dans l'industrie pétrolière internationale. Un agent du


Ministère en charge des Hydrocarbures sera associé aux opérations aux Points de Mesurage.


17.3 Transfert de propriété


La propriété indivise des Hydrocarbures cesse au moment où la part revenant


respectivement à l’Etat et à chacune des entités membres du Contractant est individualisée


et transférée à chacun d'eux en accord avec le Contrat, au Point de Mesurage tel que défini


au Paragraphe 17.2.


17.4 Mesurage aux Points de Livraison


Outre le mesurage prévu au Point de Mesurage visé au Paragraphe 17.2, le Contractant


devra mesurer, ou s’assurer que soient mesurés, tous les Hydrocarbures livrés aux Points de


Livraison et provenant des Autorisations Exclusives d'Exploitation en utilisant des


appareils et procédures de mesure dûment approuvés par l’Etat et conformes aux méthodes


en usage dans l'industrie pétrolière internationale. Un agent du Ministère en charge des


Hydrocarbures sera associé aux opérations de mesurage aux Points de Livraison. Toutefois,


les opérations de mesurage effectuées aux Points de Livraison n’ont pas pour effet de fixer


le Point de Mesurage au niveau du Point de Livraison.


17.5 Equipements et instruments de mesurage


17.5.1 Le Contractant est tenu de fournir, utiliser et entretenir, conformément aux règles de l'ait en


usage dans l'industrie pétrolière internationale, les équipements et instruments de mesurage


du volume, de la gravité, de la densité, de la température, de la pression et de tous autres


paramètres des quantités d'Hydrocarbures produites et récupérées ou dans le cas du Gaz


Naturel Associé torchées en vertu du présent Contrat. Avant leur achat, ces équipements,


instruments de mesurage, ainsi que leur marge admise d'erreur de mesurage et la


composition du stock de pièces de rechange sont approuvés par le Ministre chargé des


Hydrocarbures.


17.5.2 Le Contractant doit faire calibrer les équipements de mesurage situés au Point de Mesurage


et au Point de Livraison au moins une fois par an. Le Contractant informe le Ministre chargé


des Hydrocarbures, au moins quinze (15) Jours à l'avance, de son intention de procéder aux


opérations de calibrage de l'équipement de mesurage. Des représentants de l'Etat, dûment


habilités, assistent et supervisent lesdites opérations.


17.5.3 L'Etat peut, à tout moment, faire inspecter les équipements et instruments de mesurage. Ces


inspections sont menées de façon à ne pas entraver ni gêner l’utilisation normale desdits


équipements et instruments de mesurage ni la bonne conduite des Opérations Pétrolières et


des Opérations de Transport.


17.5.4 Lorsqu'une inspection réalisée conformément aux dispositions du Paragraphe 17.5.3 révèle


que les équipements, instruments de mesurage et les procédures de mesurage utilisés sont


inexacts et dépassent la marge admise d'erreur de mesurage approuvée par le Ministre


chargé des Hydrocarbure et à condition que les résultats de cette inspection soient confirmés


par un expert indépendant désigné conjointement par le Ministre chargé des Hydrocarbures


et le Contractant, l'inexactitude constatée est réputée exister depuis la dernière opération de


calibrage ou la dernière inspection précédent celle qui l'a révélée et un ajustement approprié


sera réalisé pour la période correspondante.


17.5.5 Les corrections nécessaires sont apportées dans les quinze (15) Jours qui suivent les


résultats de l'inspection ayant constaté l'inexactitude des équipements, instruments et


procédures de mesurage.


17.5.6 Si en cours d'exploitation, le Contractant désire modifier les appareils ou les procédures de


mesures prévus au présent Paragraphe 17.5, il devra obtenir l'approbation préalable du


Ministre chargé des Hydrocarbures, sauf cas d'urgence dûment justifié. Le Ministre chargé


des Hydrocarbures peut exiger qu'aucune modification ne soit faite avant l'expiration d'un


préavis de cinq (5) Jours suivant réception d'une notification l’invitant à assister aux travaux


en question.


17.6 Pertes d'Hydrocarbures


17.6.1 Si des pertes exceptionnelles d'Hydrocarbures ont eu lieu, entre le Point de Mesurage et les


Points de Livraison, le Contractant soumettra un rapport au Ministre chargé des


Hydrocarbures, spécifiant les circonstances de ces pertes et leur quantité, si celle-ci peut


être estimée. Les Pallies se concerteront ensuite en vue de réduire ou d'éliminer lesdites


pertes.


17.6.2 En cas de pertes d'Hydrocarbures dues au non-respect par le Contractant des pratiques


généralement acceptées par l'industrie pétrolière internationale ou des Lois en Vigueur, le


Contractant en sera responsable. Le coût y afférent sera à sa charge et ne constituera pas un


Coût Pétrolier récupérable.


17.7 Enlèvement des Hydrocarbures


Chacune des entités composant le Contractant, d'une part et, le cas échéant, l'Etat, d'autre


part, enlèvent leurs parts respectives de Pétrole Brut sur une base aussi régulière que


possible, étant entendu que chacune d'elles peut, dans des limites raisonnables, enlever plus


Ar rt


(V 52


ou moins que la part lui revenant au Jour de l'enlèvement, à condition toutefois qu'un tel


sur-enlèvement ou sous-enlèvement ne porte pas atteinte aux droits des autres entités. Les


Parties se concertent régulièrement pour établir un programme prévisionnel d'enlèvement


sur la base des principes ci-dessus. Avant le début de toute production commerciale, les


Parties arrêteront et conviendront, d'une procédure d'enlèvement fixant les modalités


d'application du présent Paragraphe conformément au modèle de l’Association


Internationale des Négociateurs du Pétrole (AIPN). Les difficultés entre les Parties


relativement à l'établissement de cette procédure peuvent être soumises à la Procédure


d'Expertise.


18. DU TRANSPORT DES HYDROCARBURES


18.1 Droit au transport des Hydrocarbures par Canalisations


Conformément aux dispositions de l’article 74 du Code Pétrolier, l’Autorisation Exclusive


d’Exploitation octroyée au Contractant confère à ce dernier le droit de transporter ou de


faire transporter sa part des produits de l’exploitation vers les points de stockage, de


traitement, de chargement ou de grosse consommation ou jusqu'aux Points de Livraison.


L’Etat s’engage à faciliter l’utilisation par le Contractant des Systèmes de Transport des


Hydrocarbures par Canalisations existants. Lorsque le Contractant détermine qu'un tel


transport nécessite la construction et l’exploitation par le Contractant Transport d’un ou


plusieurs Systèmes de Transport des Hydrocarbures par Canalisations, l'Etat devra, sous


réserve du respect par le Contractant Transport des formalités et conditions prévues à cet


effet par la Législation Pétrolière :


• signer une Convention de Transport avec le Contractant Transport, dans les conditions


et suivant les modalités prévues à l’Annexe D ; et


• attribuer au Contractant Transport une Autorisation de Transport Intérieur.


La signature de la Convention de Transport et l’octroi de l’Autorisation de Transport


Intérieur sont de droit au bénéfice du Contractant Transport dès lors que le Système de


Transport des Hydrocarbures par Canalisations dont la construction est envisagée permet


le transport des Hydrocarbures extraits dans des conditions techniques et financières


conformes aux pratiques de l'industrie pétrolière internationale et à la Législation Pétrolière.


Tout refus à ce titre doit être dûment justifié. Tout différend quant au caractère satisfaisant


des conditions techniques et financières du projet sera soumis à la Procédure d’Expertise


prévue à l'Article 59.


Le Contractant peut solliciter auprès du Ministre chargé des Hydrocarbures l’autorisation


de faire transporter les Hydrocarbures produits dans une Zone Contractuelle d’Exploitation,


par un Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations construit par un Tiers et


sur lequel les Hydrocarbures extraits par le Contractant ne sont pas prioritaires. Cette


demande est formulée et instruite dans les conditions fixées à l’article 230 du Décret


d’Application. L’octroi de cette autorisation demandée est de droit dès lors que toutes les


conditions requises à cet effet par la Législation Pétrolière sont réunies.


L’Etat facilitera l’utilisation par le Contractant des Systèmes de Transport des


Hydrocarbures par Canalisations existants ou à construire pour les besoins de l’évacuation


vers le marché international des Hydrocarbures produits à partir de toute zone contractuelle


d’exploitation. A cet effet :


(a) l’Etat s’assure que, conformément à la Législation Pétrolière, le tarif de transport


appliqué au Contractant soit déterminé de manière juste et équitable ;


(b) l’Etat s’assure que, conformément à la Législation Pétrolière, le tarif de transport


appliqué au Contractant ne soit pas discriminatoire par rapport à celui appliqué


aux autres expéditeurs à des conditions comparables de qualité, de régularité et de


débit.


Les Parties reconnaissent, qu'en principe, le taux de rentabilité interne (TRI) maximum


habituellement consenti par l’Etat à tout contractant transport est de 12,5%.


Attribution de l’Autorisation de Transport Intérieur et signature de la Convention de


Transport


La demande d’attribution d’une Autorisation de Transport Intérieur est adressée au Ministre


chargé des Hydrocarbures et doit comporter l’ensemble des pièces mentionnées à l’article


220 du Décret d’Application. L’Autorisation de Transport Intérieur est octroyée au


Contractant Transport par décret pris en Conseil des Ministres dans les conditions, formes


et délais prévus au Titre II, chapitre IV du Code Pétrolier, ainsi qu’aux articles 219 à 229


du Décret d’Application.


Préalablement à l’attribution au Contractant Transport d’une Autorisation de Transport


Intérieur, celui-ci procède à la signature, avec l’Etat, d’une Convention de Transport dans


les conditions prévues par les articles 222 à 225 du Décret d'Application et conforme aux


principes visés en Annexe D.


18.3 Tarif de Transport


Le tarif de transport afférent à un Système de Transport des Hydrocarbures par


Canalisations devra être agréé entre le Contractant Transport et le Ministre chargé des


Hydrocarbures. Ce tarif devra notamment :


• comprendre un coefficient d'utilisation des installations ;


• tenir compte des coûts d’exploitation dudit Système de Transport des Hydrocarbures


par Canalisations ;


• tenir compte de l'amortissement des installations et pipelines ;


• tenir compte des distances ;


• permettre au Contractant Transport de disposer d’un taux de rentabilité interne (TRI)


n’ excédant pas douze et demi pour cent (12.5%) concernant ledit Système de Transport


des Hydrocarbures par Canalisations sur l’ensemble de la durée des Opérations de


Transport y relatives.


18.4 Occupation des terrains


Les modalités d’occupation par le Contractant Transport des terrains nécessaires aux


Opérations de Transport sont régies par le Code Pétrolier, les textes pris pour son


application et les dispositions non contraires de la législation ou de la règlementation


domaniale applicable en République du Niger. Toutefois, les indemnités d’expropriation


seront prises en charge par le Contractant Transport.


18.5 Canalisations construites à l’intérieur d’une Autorisation Exclusive


d’Exploitation


Les dispositions du présent Article ne s’appliquent pas aux installations et canalisations qui


ne font pas partie d’un Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations.


Article 19, DE L’OBLIGATION D'APPROVISIONNEMENT DU MARCHE


INTERIEUR


19.1 Obligation d'approvisionnement du marche intérieur


Dans le cas où l'Etat ne peut satisfaire les besoins de la consommation intérieure en Pétrole


Brut de la République du Niger à partir de la paît qui lui revient dans toutes les quantités


de Pétroles Bruts produits sur le territoire de la République du Niger, le Contractant


s'engage, sur la part de production de Pétrole Brut lui revenant, à vendre à l'Etat ou à


l’Opérateur National la part nécessaire à la satisfaction des besoins de la consommation


intérieure du pays.


19.2 Notification des besoins à couvrir


Le Ministre chargé des Hydrocarbures notifie au Contractant, au moins six (6) mois à


l'avance, sa volonté d'acheter les quantités de Pétrole Brut revenant au Contractant, en


précisant les quantités nécessaires pour couvrir les besoins de la consommation intérieure


du pays pendant les six (6) mois à venir suivant l'expiration du préavis de six (6) mois.


Cette notification constitue un engagement ferme d'achat par l'Etat ou l’Opérateur National


des quantités ainsi notifiées pour chacun des mois considérés.


19.3 Répartition de l'obligation d'approvisionnement


Les quantités d'Hydrocarbures que le Contractant peut être tenu d'affecter aux besoins du


marché intérieur nigérien en vertu du présent Article n’excédent pas le total des besoins du


marché intérieur nigérien, diminué du total de la production d'Hydrocarbures qui revient à


la République du Niger en vertu de ses différents contrats pétroliers (y compris au titre de


Redevance Ad Valorem), le tout multiplié par une fraction dont le numérateur est constitué


par les quantités d’Hydrocarbures issues de la Zone Contractuelle, et dont le dénominateur


est constitué par la production totale des Hydrocarbures extraits du territoire nigérien de


qualité compatible avec les besoins du marché intérieur. Le calcul susvisé est effectué


chaque Trimestre.


19.4 Substitution


Sous réserve d'une autorisation écrite du Ministre chargé des Hydrocarbures, le Contractant


peut satisfaire à son obligation de pourvoir aux besoins du marché local nigérien en achetant


des Hydrocarbures, après avoir effectué les ajustements de quantités et de prix nécessaires


afin de tenir compte des coûts de transport ainsi que des écarts de qualité et conditions de


vente.


19.5 Conditions de vente


Le Pétrole Brut vendu à l'Etat ou à l’Opérateur National en application du présent Article


sera payé en Dollars. Le prix du Baril sera le Prix du Marché Départ Champ en vigueur à


la date de la vente.


Le Pétrole Brut vendu à l’Etat ou à l’Opérateur National en application du présent Article


sera délivré à l'Etat ou à l’Opérateur National au Point de Mesurage. Le Contractant est


tenu d'assurer gratuitement le stockage du Pétrole Brut susmentionné au Point de Mesurage


pendant une durée maximum de trente (30) Jours et, au-delà de cette période, aux frais de


l'Etat ou de l’Opérateur National. Les livraisons seront effectuées, aux frais de l'Etat ou de


l’Opérateur National, selon des modalités fixées d'accord Parties.














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55


19.6 Paiement





Au début de chaque mois, le Contractant facturera à l'Etat ou à l’Opérateur National le prix


des livraisons effectuées au cours du mois précédent, les quantités dont le stockage a


dépassé le délai de trente (30) Jours au cours du mois sont réputées, pour les besoins du


paiement, livrées au cours de ce mois. Ce prix sera réglé par l'Etat ou par l’Opérateur


National dans les trente (30) Jours suivant la date de facturation. A défaut de paiement passé


ce délai, les sommes dues portent intérêt au Taux de Référence. Le Contractant sera


néanmoins tenu de poursuivre les livraisons afférentes à la période de six (6) mois


concernée, les coûts correspondant étant imputables aux Coûts Pétroliers.





















































































































































56


TITRE IV - DISPOSITIONS COMMUNES A LA RECHERCHE ET A L'EXPLOITATION


Article 20. CONTRATS D’ASSOCIATION


20.1 Principe


Si le Contractant devient composé de plusieurs entités formant un Consortium, le Contrat


d'Association conclu entre elles est soumis pour approbation au Ministre chargé des


Hydrocarbures. Le Contrat d'Association doit comporter les stipulations relatives aux


dispositions de l'article 110 du Décret d’Application.


20.2 Modification des Contrats d'Association


Tout projet de modification du Contrat d’Association est soumis au Ministre chargé des


Hydrocarbures pour approbation accompagné d’une note succincte expliquant les


motivations de la modification envisagée.


20.3 Procédure d'approbation


20.3.1 Tout rejet, par le Ministre chargé des Hydrocarbures, d’un projet de Contrat d'Association


ou de modification d’un Contrat d’Association existant doit être expressément motivé et


notifié par écrit à la personne désignée par le Contractant pour recevoir les notifications


destinées au Consortium.


20.3.2 A défaut de réponse du Ministre chargé des Hydrocarbures à la demande d'approbation ou


de modification, dans un délai de trente (30) Jours à compter de sa réception, le projet de


Contrat d’Association ou sa modification, selon le cas, est considéré comme approuvé.








Article 21. DE L'OPERATEUR


21.1 Désignation


Dans le cas visé au Paragraphe 20.1, les Opérations Pétrolières seront réalisées au nom et


pour le compte du Contractant par une des entités composant celui-ci et dénommée


l’Opérateur. L’Opérateur désigné par le Contractant, 1e cas échéant, doit être une Société


Pétrolière justifiant d’une expérience dans la conduite d'Opérations Pétrolières et en matière


de protection de l’Environnement adaptée à la réalisation des Opérations Pétrolières dans


la Zone Contractuelle. L’Etat reconnaît expressément que le Contractant remplira toutes les


conditions pour être Opérateur au titre du Contrat d'Association.


21.2 Missions de l'Opérateur


Pour le compte du Contractant, l’Opérateur a notamment pour tâches de :


(a) préparer et soumettre au Comité de Gestion les projets de Programme Annuels de


Travaux, les Budgets correspondants et leurs modifications éventuelles tel que


cela est précisé à l’Article 23 ci-dessous ;


(b) préparer et soumettre au Comité de Gestion ou à l’Etat, l’ensemble des


informations et rapports visés au Contrat ;


(c) diriger, dans les limites des Programmes Annuels de Travaux et des Budgets


approuvés conformément aux stipulations de l’Article 23 ci-dessous, l’exécution


des Opérations Pétrolières ;











57


 (d) sous réserve de l’application des dispositions des Paragraphes 23.5 et 23.6, ci-


dessous, négocier et conclure avec tous tiers les contrats relatifs à l’exécution des





Opérations Pétrolières ;


(e) tenir la comptabilité des Opérations Pétrolières, préparer et soumettre à l’Etat les


comptes et les rapports, conformément aux dispositions de la procédure


comptable faisant l'objet de l’Annexe B ;





(f) conduire les Opérations Pétrolières de manière appropriée et, d’une façon


générale, dans les conditions prévues par le Contrat.











Article 22. DES COMITES DE GESTION





22.1 Création des Comités de Gestion





Dans les trente (30) Jours suivant la Date d’Entrée en Vigueur, il sera constitué un Comité


de Gestion pour l'Autorisation Exclusive de Recherche. De même dans les (30) Jours


suivant l'octroi d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation, il sera constitué un Comité de


Gestion pour cette Autorisation Exclusive d'Exploitation.


22.2 Composition du Comité de Gestion


22.2.1 Chaque Comité de Gestion est composé de l'Etat d'une part et du Contractant d'autre part.


L'ensemble des entités composant le Contractant est représenté au Comité de Gestion par


une seule personne.





22.2.2 Chaque membre du Comité de Gestion y désigne un ( 1 ) représentant et un (1 ) suppléant. Le


suppléant nommé par une Partie agira seulement au cas où le représentant désigné par cette


Partie ne serait pas disponible. Chaque Partie a le droit de remplacer à tout moment son


représentant ou son suppléant en avisant par écrit l'autre Partie de ce remplacement.


22.2.3 L'Etat et le Contractant peuvent faire participer aux réunions du Comité de Gestion un


nombre raisonnable de membres de leur personnel, sans toutefois pouvoir excéder dix (10)


personnes par Partie. Toutefois, seules les personnes désignées en qualité de représentant


de l'Etat et du Contractant ou, en leur absence, leurs suppléants, ont voix délibérative au


sein du Comité de Gestion. Chaque représentant titulaire ou, en l'absence d'un représentant


titulaire, son suppléant, dispose d'une voix et est réputé autorisé à représenter et à engager


la Partie qui l'a mandaté sur tout sujet relevant de la compétence du Comité de Gestion.


Toutes les personnes participant aux réunions du Comité de Gestion sont tenues à une stricte


obligation de confidentialité concernant les débats, les questions évoquées et les


informations divulguées, sans préjudice du droit pour les représentants de l'Etat et du


Contractant de rendre compte des débats et des questions évoqués à leurs mandants


respectifs.


22.2.4 Les frais associés à la participation des agents de l’Etat aux Comités de Gestion seront à la


charge du Contractant. Un protocole sera établi entre les Parties pour préciser les frais à


prendre en considération au bénéfice des agents de l’Etat et à ceux du Contractant.





22.3 Compétence





22.3.1 Le Comité de Gestion examine toutes questions inscrites à son ordre du jour relatives à


l'orientation, à la programmation et au contrôle de la réalisation des Opérations Pétrolières.


Dans ce cadre :











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58


(a) il approuve les Programmes Annuels de Travaux et les Budgets, ainsi que les


révisions qui peuvent y être apportées ;


(b) il contrôle l'exécution desdits programmes et budgets ; et


(c) il se prononce sur les questions dont il est expressément prévu par le Contrat


qu'elles lui sont soumises.


22.3.2 Le Comité de Gestion est un organe collégial qui prend des décisions conformément à la


procédure décrite ci-après dans les matières visées aux points (a), (b) et (c) ci-dessus, à


l’exception, pour les matières visées au point (c), des cas où il est expressément prévu au


Contrat qu’il n’a qu’un rôle consultatif :


(a) Le Contractant présente au Comité de Gestion ses propositions concernant (i) les


Programmes Annuels de Travaux et les Budgets, (ii) les révisions à apporter aux


Programmes Annuels de Travaux et aux Budgets et (iii) les questions visées à


l’alinéa (c) du Paragraphe 22.3.1.


Il présente également la réalisation des travaux et dépenses engagées.


Les membres du Comité de Gestion se concertent sur les questions qui lui sont


soumises en vertu des points (a), (b) et (c) du Paragraphe 23.1.1 pour parvenir à


une décision unanime.


(b) Si une question ne peut recueillir l’unanimité au cours d’une réunion du Comité


de Gestion, l’examen de cette question est reporté à une prochaine réunion du


Comité de Gestion qui se tiendra, sur convocation du Contractant, dix (10) Jours


au moins après la date de la première réunion. Pendant ce délai, les Parties se


concerteront et le Contractant fournira toutes informations et explications qui lui


sont demandées par l’Etat en sa qualité de membre du Comité de Gestion. Il est


entendu que si au cours de la réunion subséquente, les membres du Comité de


Gestion ne parvenaient pas à un accord sur la décision à prendre, la proposition


du Contractant sera considérée comme adoptée tant que la production


commerciale du Gisement concerné n'aura pas démarrée, à l’exception de


l’existence d’un cas de Force Majeure qui nécessitera une décision à l’unanimité


conformément aux stipulations du Paragraphe 55.3.


Après cette date (mais seulement en ce qui concerne l'Autorisation pour laquelle


la production commerciale a commencé), à défaut d'accord du Comité de Gestion


sur les Programmes Annuels de Travaux et les Budgets ou les révisions proposés,


(i) les Programmes Annuels de Travaux et les Budgets ou les révisions proposés


en discussion pourront être soumis à la Procédure d'Expertise et (ii) le Contractant


pourra, à titre conservatoire, exécuter les Programmes Annuels de Travaux et les


Budgets ou les révisions qu'il estime nécessaires ou utiles pour la poursuite et la


préservation des Opérations Pétrolières, selon les pratiques en vigueur dans


l'industrie pétrolière internationale.


(c) Les décisions du Comité de Gestion ne doivent pas avoir pour objet ou pour effet


de porter atteinte aux droits et obligations du Contractant résultant du Contrat.


22.4 Réunions


Le Comité de Gestion se réunit à tout moment à la demande de l'un quelconque de ses


membres et au moins deux (2) fois par Année Civile. Les convocations au Comité de


Gestion sont adressées aux membres dudit Comité par l'entité ayant pris l'initiative de la


réunion, au moins quinze (15) Jours avant la date prévue pour la réunion. Chaque


convocation contient l'indication de la date, de l'heure, du lieu et de l’ordre du jour de la


réunion envisagée. Lorsque l'initiative de la réunion émane du Contractant celui-ci fait


parvenir au Ministère en charge des Hydrocarbures, dans un délai de huit (8) Jours au moins


avant la date prévue pour la réunion, l'ensemble des éléments d'information nécessaires à


la prise de décision au cours de cette réunion. Chaque entité membre du Comité de Gestion


sera libre d'ajouter des sujets à l'ordre du jour sous réserve d'en donner notification à l'autre


membre du Comité de Gestion au moins sept (7) Jours avant la date prévue pour la réunion.


Aucune décision ne peut être prise au cours d'une réunion du Comité de Gestion sur un


sujet qui n'a pas été inscrit préalablement à l'ordre du jour de cette séance, sauf décision


contraire unanime des représentants des Parties.


22.5 Présidence et secrétariat


Les réunions du Comité de Gestion sont présidées par le représentant du Ministère en


charge des Hydrocarbures. Le Contractant en assure le secrétariat.


22.6 Procès-verbaux


22.6.1 Le Contractant établit, signe et soumet à la signature du représentant du Ministère en charge


des Hydrocarbures, à la fin de chaque réunion du Comité de Gestion, une liste des questions


ayant fait l'objet d'une décision et un résumé des positions adoptées à cette occasion par les


Parties.


22.6.2 Le Contractant prépare un procès-verbal écrit de chaque réunion et en envoie copie au


Ministère en charge des Hydrocarbures dans les quinze (15) Jours suivant la date de la


réunion, pour approbation ou remarques. Le Ministère en charge des Hydrocarbures est tenu


de formuler ses remarques dans un délai de quinze (15) Jours à compter de la date de


réception. A défaut, le procès-verbal est réputé accepté.


22.7 Décision sans réunion


22.7.1 Toute question peut être soumise à la décision du Comité de Gestion sans donner lieu à une


réunion formelle dudit Comité, notamment en cas d'urgence, à condition, que la Partie qui


en a l'initiative la transmette par écrit à l'autre. Dans ce cas, chacune des Parties doit


communiquer son vote à l'autre Partie dans les dix (10) Jours suivant réception de ladite


question, à moins que la question soumise au vote ne requiert une décision dans un délai


plus bref, qui, sauf urgence, ne pourra pas être inférieur à quarante-huit (48) heures.


L'absence de réponse d'une Partie sur la question en discussion est considérée comme un


vote négatif.


22.7.2 Toute décision adoptée par les Parties suivant les modalités prévues au Paragraphe 22.7.1,


a la même valeur qu'une décision adoptée dans le cadre d'une réunion formelle du Comité


de Gestion.


22.8 Auditeurs externes


Le Comité de Gestion peut décider d'entendre toute personne dont l'audition est demandée


par l'une des Parties. Chaque Partie peut en outre, à ses frais, se faire assister aux réunions


du Comité de Gestion par des spécialistes extérieurs de son choix, à condition d'obtenir un


engagement de confidentialité desdits spécialistes, étant entendu que les spécialistes


assistant l'Etat ne doivent avoir aucun lien avec des entités, personnes ou sociétés


concurrentes de l'une des entités composant le Contractant.








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60


Article 23. DU PROGRAMME ANNUEL DE TRAVAUX





23.1 Préparation des Programmes Annuels de Travaux et des Budgets


correspondants


23.1.1 Le Contractant présentera au Comité de Gestion, dans un délai de soixante (60) Jours à


compter de la Date d'Entrée en Vigueur, le programme de travaux qu’il se propose de


réaliser pour le restant de l'Année Civile en cours, et le Budget correspondant, le tout appuyé


d’une documentation détaillée.


23.1.2 Avant le 30 septembre de chaque année, le Contractant soumet au Comité de Gestion une


proposition de Programme Annuel de Travaux et de Budget pour l'Année Civile suivante.


Ledit programme est présenté sur une base mensuelle et trimestrielle et contient un


descriptif technique des Opérations Pétrolières projetées. Le Contractant présente


également, sous une forme moins détaillée, un programme de travaux et un Budget pour les


deux années civiles suivantes.


23.1.3 Les Budgets mentionnés aux Paragraphes 23.1.1 et 23.1.2 sont établis en Dollars.


23.1.4 Le Comité de Gestion examine le Programme Annuel de Travaux et le Budget


correspondant proposés par le Contractant, dans un délai de trente (30) Jours à compter de


la date de réception desdits programme et budget.


23.2 Contenu du Programme Annuel de Travaux et du Budget


Le Programme Annuel de Travaux et le Budget correspondant comprennent, sans que cette


liste ne soit exhaustive :


(a) pour la phase de recherche :


o les études géologiques, géophysiques ou géochimiques ;


o les travaux de géologie de terrain ;


o les travaux d'acquisition sismique, gravimétrique ou magnétométrique ;


o les traitements et retraitements des données sismiques, gravimétriques ou


magnétométriques ainsi que leur interprétation subséquente ;


o les analyses de laboratoire ;


o les travaux de Forage ;


o le soutien logistique (en valeur) ;


o toutes les cartes, planches et rapports techniques supportant le Programme


de Travaux envisagé.


(b) pour la phase d'exploitation :


(1) aux fins des Opérations de Développement :


o les études d'avant-projet de développement ;


o les Forages ;


o les outillages et équipements ;


o le dimensionnement des structures et autres installations ;


o un programme de recrutement, par niveau de responsabilité et par


poste, du personnel de nationalité nigérienne, ainsi que le budget


correspondant ;


o un programme détaillé de formation du personnel nigérien, par


niveau de responsabilité et par poste, ainsi que les budgets y


relatifs ;


(2) aux fins des Opérations d’Exploitation :


o les études envisagées ;


o les complétions des Forages et reconditionnement de Puits de


Développement ou de Production ;


o les infrastructures de production ;


o les équipements de production ;


o les travaux d'entretien ;


o un état détaillé des coûts des Opérations d'Exploitation


prévisionnels ;


o les quantités et qualités des Hydrocarbures à produire à partir de la


Zone Contractuelle ;


o toutes les cartes, planches et rapports techniques supportant le


Programme de Travaux envisagé ;


o un programme de recrutement, par niveau de responsabilité et par


poste, du personnel de nationalité nigérienne, ainsi que le budget


correspondant ;


o un programme détaillé de formation du personnel nigérien, par


niveau de responsabilité et par poste, ainsi que les budgets y relatifs.


Les informations fournies en vertu du présent Paragraphe 23.2 seront commentées et


mettent en évidence les principales hypothèses retenues. Pour chaque phase contractuelle


(recherche, développement, exploitation), une note de synthèse récapitulant l'ensemble de


ces informations sera transmise par le Contractant.


23.3 Adoption


Après examen, révision et complément s'il y a lieu, et le 30 novembre au plus tard, le


Programme Annuel de Travaux définitif et le Budget correspondant pour l'Année Civile


suivante sont adoptés par le Comité de Gestion, conformément aux stipulations du


Paragraphe 22.3 ci-dessus. Le programme de travaux prévisionnel pour les deux Années


Civiles suivantes et le Budget correspondant feront l’objet d’un examen par le Comité de


Gestion, sans vote ni adoption définitive.


23.4 Exécution du Programme Annuel de Travaux et du Budget


Le Contractant doit exécuter chaque Programme Annuel de Travaux dans les limites du


Budget correspondant et ne peut entreprendre aucune opération qui ne soit pas comprise


dans un Programme Annuel de Travaux dûment approuvé (et éventuellement révisé), ni


engager aucune dépense excédant les montants inscrits au Budget (éventuellement révisé),


sous réserve de ce qui suit :


(a) si cela s'avère nécessaire pour l'exécution d'un Programme Annuel de Travaux


dûment approuvé, le Contractant est autorisé à faire des dépenses excédant le


Budget adopté, dans la limite de dix pour cent (10%) du montant d'un poste


quelconque du Budget ou de cinq pour cent (5%) du montant global du Budget.


Le Contractant doit rendre compte de cet excédent de dépenses à la plus prochaine


réunion du Comité de Gestion ;


(b) au cours de chaque Année Civile, le Contractant est autorisé à effectuer, dans le


cadre d'Opérations Pétrolières, des dépenses imprévues non incluses dans un


Programme Annuel de Travaux et non inscrites dans le Budget correspondant.


mais liées à la réalisation du Programme Annuel de Travaux, dans la limite d'un


montant total de trois millions (3 000 000) de Dollars ou de la contre-valeur de ce


montant dans une autre monnaie. Toutefois, ces dépenses ne doivent pas être faites


pour atteindre des objectifs jusqu'alors expressément refusés par le Comité de


Gestion. Le Contractant doit, le cas échéant, présenter un rapport y relatif au


Ministre chargé des Hydrocarbures dans un délai qui ne dépasse pas trente (30)


Jours à compter de la date de la dépense.


(c) en cas d'urgence dans le cadre des Opérations Pétrolières, le Contractant peut


engager les dépenses immédiates qu'il juge nécessaires pour la protection des vies,


des biens et de l'Environnement, et doit adresser au Comité de Gestion, dans un


délai qui ne dépasse pas trente (30) Jours à compter de la date de la dépense, un


rapport sur les circonstances ayant justifié ces dépenses.


L'approbation des dépenses mentionnées aux alinéas (a) et (b) du présent Paragraphe par le


Comité de Gestion ouvre droit, au bénéfice du Contractant, à la possibilité d'effectuer de


nouvelles dépenses imprévues dans les limites et aux conditions fixées aux alinéas (a) et (b)


du présent Paragraphe.


23.5 Recours à une procédure d'appel d'offres


23.5.1 Sauf dispense accordée par le Comité de Gestion, le Contractant devra faire des appels


d'offres pour les achats de matériels et fournitures de services dont le coût estimé est


supérieur à un million ( 1 000 000) de Dollars pour les Opérations de Recherche, et à deux


millions (2 000 000) de Dollars pour les Opérations de Développement et d'Exploitation.


Les entités composant le Contractant pourront soumissionner dans le cadre de ces appels


d'offres. Les procédures d'appel d'offres devront être transparentes et garantir l'égalité des


soumissionnaires et un représentant du Ministère en charge des Hydrocarbures devra


participer à l’ensemble de la procédure en tant qu’observateur. Les dispositions du présent


alinéa ne sont pas applicables aux contrats afférents aux services et fournitures conclus par


le Contractant avant la Date d’Entrée en Vigueur pour les besoins de la négociation et de la


signature de ce Contrat, et de l’obtention de l’Autorisation Exclusive de Recherche.


23.5.2 Les appels d'offres passés par le Contractant ne sont pas soumis à la procédure de passation


des marchés publics et ce, quand bien même le Contractant comprendrait en son sein des


entités dont le capital est détenu, en tout ou partie, par une personne morale de droit public.


23.5.3 Par dérogation aux stipulations du Paragraphe 23.5.1 ci-dessus, ne sont pas soumis à


procédure d'appel d'offres les contrats relatifs aux études géologiques et géophysiques, à la


corrélation et l'interprétation des données sismiques, aux simulations et études de


Gisements, l’analyse des Puits à l'analyse des roches mères, à l'analyse pétro physique et


géochimique, à la supervision et à l'Ingénierie des Opérations Pétrolières, à l'acquisition de


logiciels et aux travaux nécessitant l'accès à des informations confidentielles, pour lesquels


le Contractant a la possibilité de fournir les prestations à partir de ses moyens propres.


23.6 Préférence aux entreprises nigériennes


Le Contractant ainsi que ses Sous-traitants accordent la préférence aux entreprises


nigériennes pour les contrats de construction, de fourniture et de prestation de services, à


conditions équivalentes de qualité, quantité, délais de livraison, conditions de paiement,


garanties présentées et services après-vente dès lors que les prix proposés par les entreprises


nigériennes n’excèdent pas de plus de 10% ceux proposés par les entreprises étrangères.

















63


Article 24. DES OBLIGATIONS D'INFORMATION ET DES RAPPORTS


24.1 Représentant du Contractant


24.1.1 Le Contractant est tenu de faire connaître à l'Etat le nom, les qualifications, le curriculum


vitae et l'expérience de la personne ayant les pouvoirs nécessaires pour :


(a) recevoir toutes les notifications ou significations qui lui sont adressées, et


(b) le représenter auprès de l'Etat.


24.1.2 Le Contractant doit informer l'Etat du remplacement de la personne mentionnée au


Paragraphe 24.1.1, au plus tard trente (30) Jours avant la date de prise d'effet de ce


remplacement. Cette information reprend les éléments précisés au Paragraphe 24.1.1


concernant le nom, les qualifications, le curriculum vitae et l'expérience du remplaçant


désigné.


24.2 Données Pétrolières


Les Données Pétrolières sont la propriété de l'Etat et doivent lui être transmises dans les


meilleurs délais suivant leur obtention, acquisition, préparation ou traitement. Elles ne


peuvent être publiées, reproduites ou faire l'objet de transaction sans l'approbation préalable


de l'Etat. Le Contractant a le droit cependant de conserver, pour les besoins des Opérations


Pétrolières, copies des documents constituant les Données Pétrolières. Il pourra également,


avec l'autorisation de l'Etat qui ne sera pas refusée ou retardée sans raison valable, conserver


pour les besoins des Opérations Pétrolières les documents originaux constituant les


Données Pétrolières, à condition, pour les documents reproductibles, que des copies aient


été fournies à l'Etat.


L’Etat s’engage également à faire ses meilleurs efforts pour obtenir toute information jugée


pertinente par le Contractant, dans les meilleurs délais, y compris les informations et


données relatives à d’autres blocs mais dont l’exploitation pourrait présenter un intérêt pour


l’exploration de la Zone Contractuelle de Recherche.


24.3 Notification du début des Opérations Pétrolières


24.3.1 Avant le début des Opérations Pétrolières sur le terrain ou lorsque celles-ci sont


interrompues pour une période excédant trois (3) mois, le Contractant communique au


Ministère en charge des Hydrocarbures, au plus tard sept (7) Jours à l'avance, son intention


de commencer ou de reprendre lesdites opérations. Le Contractant indique dans cette


communication, le nom, les qualifications, le curriculum vitae et l'expérience de la personne


responsable de la réalisation des Opérations Pétrolières.


24.3.2 Le Contractant doit informer l'Etat du remplacement de la personne mentionnée au


Paragraphe 24.3.1 au plus tard trente (30) Jours avant la date de prise d'effet de ce


remplacement. Cette information reprend les éléments précisés au Paragraphe 24.3.1


concernant le nom, les qualifications, le curriculum vitae et l'expérience du remplaçant


désigné.


24.4 Travaux de Forage et de test de puits


24.4.1 Au plus tard quinze (15) Jours avant la date prévue pour le début des travaux de forage de


tout Puits à l'intérieur de la Zone Contractuelle, le Contractant communique au Ministère


en charge des Hydrocarbures, un rapport d'implantation contenant les informations


suivantes :


(a) le nom et le numéro du Puits ;


(b) une description de l'emplacement exact du Puits ainsi que ses coordonnées


géographiques et UTM ;


(c) un rapport technique détaillé du programme de Forage, une estimation des délais


de réalisation des travaux de Forage, l'objectif de profondeur visé, les équipements


utilisés et les mesures de sécurité prévues ;


(d) un résumé des données géologiques, géophysiques, géochimiques et de leurs


interprétations, en particulier le type et les réserves d’hydrocarbures visés, sur


lesquelles le Contractant fonde sa proposition de travaux de Forage à


l'emplacement envisagé.


24.4.2 Au plus tard sept (7) Jours avant la date prévue pour le début des travaux de test de tout


Puits à l’intérieur de la Zone Contractuelle, le Contractant communique au Ministère en


charge des Hydrocarbures, un rapport d'implantation contenant les informations suivantes :


(a) le nom et le numéro du Puits ;


(b) une description de l'emplacement exact du Puits ainsi que ses coordonnées


géographiques et UTM ;


(c) un rapport technique détaillé du programme de test, une estimation des délais de


réalisation des travaux de test, les intervalles à tester, les équipements utilisés et


les mesures de sécurité prévues.


24.4.3 Le Contractant fournit au Ministère en charge des Hydrocarbures des rapports quotidiens


de Forage et des travaux de test qui décrivent le progrès et les résultats des différentes


opérations de Forage.


24.4.4 Lorsque les travaux de Forage ou de test d'un Puits sont interrompus pour une période


susceptible d'excéder un (1) mois, le Contractant en informe l'Etat dans les sept (7) Jours


qui suivent cette interruption.


24.4.5 Lorsque les travaux de Forage ou de test d'un Puits sont interrompus pour une période


supérieure à un (1) mois mais inférieure à trois (3) mois, le Contractant informe le Ministère


en charge des hydrocarbures de son intention de les reprendre quarante-huit (48) heures au


moins avant la date envisagée pour la reprise des travaux.


24.4.6 Lorsque les travaux de Forage et de test d'un Puits sont interrompus pendant une période


supérieure à trois (3) mois, le Contractant informe l'Etat de son intention de les reprendre


au moins sept (7) Jours avant la date prévue pour la reprise des travaux. Cette information


reprend l'ensemble des éléments mentionnés au Paragraphe 24.3.


24.4.7 Dans les cent quatre-vingt (180) Jours qui suivent la fin d’une opération de Forage, de test


ou d'une campagne de prospection géophysique, le Contractant fournit à l'Etat les données


brutes et, sous réserve que la phase principale d'exploitation des données soit achevée dans


ce délai, le résultat de leur exploitation. Au cas où la phase principale d'exploitation des


données mentionnée ci-dessus ne serait pas achevée à l'expiration dudit délai, les résultats


devront être transmis à l'Etat dès l'achèvement de l'exploitation de ces données.


24.4.8 Les résultats mentionnés au Paragraphe 24.4.7, doivent dans la mesure du possible être


accompagnés des éléments d'infonnation dont la liste suit, présentés sous formats papier et


numérique, sauf stipulation contraire du présent Paragraphe 24.4.8 :








65


(a) les données géologiques :


o l'intégralité des mesures diagraphiques réalisées dans le Puits ;


o le rapport de fin de sondage, comprenant entre autres :


■ le plan de position du Forage et les cartes des principaux horizons ;


■ le log fondamental habillé ;


■ les logs de chantier ;


■ l'interprétation lithologique et sédimentologique ;


■ les coupures stratigraphiques ;


o le rapport de fin de test de puits, comprenant entre autres :


■ les données de pression ;


■ les données de temps de production ;


■ les analyses de pression-volumes-températures (PVT) ;


o la description des niveaux des réservoirs ;


o les rapports et notes concernant les mesures réalisées dans le Puits ainsi


que les études de laboratoire ;


(b) les données géophysiques ;


(c) les données topographiques :


o les plans de position ;


o le rapport d'acquisition ;


o les documents de terrain ;


o les données brutes uniquement sous forme numérique, compactée et


traitée.


24.5 Traitement des Données Pétrolières à l'étranger


Les exemplaires originaux des enregistrements, bandes magnétiques et autres données, qui


doivent être traités ou analysés à l'étranger, peuvent être exportés par le Contractant, après


en avoir informé le Ministre chargé des Hydrocarbures et à condition qu'une copie desdits


documents soit conservée en République du Niger. Les documents et données exportés sont


rapatriés en République du Niger dans un délai raisonnable.


24.6 Stockage des données


Le Contractant est tenu de s'assurer que les modalités de stockage des données sujettes à


dégradation et non reproductibles, telles que les carottes et échantillons fluides, en


garantissent la bonne conservation, l'intégrité et l'accessibilité afin de permettre leur


exploitation pendant toute la durée des Opérations Pétrolières.


24.7 Exemplaires à remettre à l'Etat


Toutes les cartes, sections, profils et tous autres documents géophysiques ou géologiques


seront fournis au Ministère en charge des Hydrocarbures en trois (3) exemplaires sous


format numérique.


24.8 Rapports périodiques


24.8.1 Le Contractant remet au Ministère en charge des Hydrocarbures, au plus tard le 30


septembre de chaque année, pour l’Autorisation Exclusive de Recherche et, le cas échéant,


pour chaque Autorisation Exclusive d’Exploitation, un rapport semestriel couvrant la


période de janvier à juin de l'Année Civile en cours et, au plus tard le 31 mars de chaque











66


année, un rapport annuel couvrant la dernière Année Civile, ainsi qu’un rapport semestriel


couvrant la période de juillet à décembre de la dernière Année Civile.


24.8.2 Ces rapports comportent les informations suivantes :


(a) une description des résultats des Opérations Pétrolières réalisées par le


Contractant ;


(b) un résumé des travaux géologiques et géophysiques réalisés par le Contractant, y


compris les activités de Forage ;


(c) toutes les informations résultant des Opérations Pétrolières et notamment :


o les données géologiques, géophysiques, géochimiques, pétrophysiques et


d'Ingénierie ;


o les données de sondage de Puits ;


o les données de production ;


o les rapports périodiques d'achèvement des travaux ;


(d) une liste des cartes, rapports et autres données géologiques, géochimiques et


géophysiques relatives à la période considérée ;


(e) l'implantation des Puits forés par le Contractant pendant la période considérée ;


(f) le volume brut et la qualité des Hydrocarbures et des Substances Connexes


produits, récupérés, commercialisés ou torchés le cas échéant à partir de la Zone


Contractuelle, la contrepartie reçue par le Contractant pour lesdits Hydrocarbures


et Substances Connexes, l'identité des personnes auxquelles ces Hydrocarbures et


Substances Connexes ont été livrés et les quantités restantes à l'issue de la période


considérée. En ce qui concerne le Gaz torché, le Contractant fournira également


la nature des produits de la combustion ;


(g) le nombre des personnes affectées aux Opérations d'Exploitation sur le territoire


du Niger à la fin de la période en question, réparties entre ressortissants nigériens


et personnel expatrié ;


(h) les investissements effectués en République du Niger et à l'étranger aux fins des


Opérations Pétrolières ;


(i) un compte rendu de la façon dont ont été exécutés le Programme Annuel de


Travaux et le Budget afférents à la période écoulée et, le cas échéant, la


justification des principaux écarts ;


(j) les informations pertinentes que le Contractant aura réunies pendant la période


concernée, y compris les rapports, analyses, interprétations, cartes et évaluations


préparés par le Contractant et ses Sociétés Affiliées, leurs Sous-traitants,


consultants ou conseils ;


(k) une mise à jour des estimations des réserves d’Hydrocarbures initiales et les


estimations des réserves d'Hydrocarbures récupérables à l'issue de la période


considérée. Ces réserves devront être certifiées par un cabinet indépendant,


sélectionné conjointement par l’Etat et le Contractant tous les quatre (4) ans dans


le cadre de l’Autorisation Exclusive de Recherche et de toute Autorisation


Exclusive d’Exploitation.











67


24.8.3 Lorsque les montants précis des sommes mentionnées au Paragraphe 24.8.2 ne sont pas


connus à la date de préparation du rapport visé au Paragraphe 24.8.2, des estimations sont


fournies au Ministère en charge des Hydrocarbures par le Contractant.


24.9 Contrat avec les Sous-traitants


Le Contractant communique au Ministre chargé des Hydrocarbures, avant le début de


l’exécution du contrat concerné, tout contrat signé avec un Sous-traitant. Tout contrat de


sous-traitance doit être rédigé en français ou en anglais et transmis dans sa version signée


accompagné, le cas échant, de sa traduction française.


En cas de non-respect de cette obligation de communication, les coûts afférents au contrat


de sous-traitance concerné ne seront pas admis au titre des Coûts Pétroliers récupérables.


24.10 Mesures d'allégement


L'intention des Parties n'est pas d'appliquer les stipulations du présent Article de façon à


surcharger anormalement l'administration du Contractant. Au cas où, selon le Contractant,


l'application de l'une quelconque des dispositions du présent Article aurait cet effet, les


Parties se réuniront pour se mettre d'accord sur un allégement approprié de l'obligation


concernée.








Article 25. DU PERSONNEL


25.1 Priorité au personnel nigérien


Conformément aux dispositions de l’article 29 du Code Pétrolier, le Contractant et les Sous-


traitants qui sont des Sociétés Affiliées du Contractant sont tenus de respecter, aux


différentes phases contractuelles, le quota minimal d’employés nigériens par catégorie de


travailleurs définie dans le tableau de l’article 79 du Décret d’Application.


En cas de non-respect des dispositions relatives au quota minimal stipulées à l’Alinéa


précédent, les coûts afférents aux salariés étrangers dont la proportion excède la proportion


maximum de salariés étrangers autorisée ne seront pas admis au titre des coûts pétroliers


récupérables.


25.2 Du recrutement et de la formation du personnel nigérien


25.2.1 Avant le 31 octobre de chaque année, le Contractant présente au Ministère en charge des


Hydrocarbures pour l'Année Civile suivante :


(a) un programme de recrutement, par niveau de responsabilité et par poste, du


personnel de nationalité nigérienne ;


(b) un programme détaillé de formation, par niveau de responsabilité et par poste, du


personnel de nationalité nigérienne employé par le Contractant, indiquant les


budgets qui y sont affectés. Sauf accord contraire des deux parties, les budgets


annuels consacrés à la formation seront de cent mille (100.000) Dollars pour


l'Autorisation Exclusive de Recherche. Ce montant sera porté, pendant la période


d'Exploitation, à deux cent mille (200.000) Dollars pour chaque Autorisation


Exclusive d’Exploitation concernée. Ce montant sera porté dans les Coûts


Pétroliers.


Le recrutement et les programmes de formation seront fondés uniquement sur le mérite de


chaque candidat et employé, tel qu’estimé par le Contractant. Aucun candidat ou employé


ne bénéficiera d’un traitement particulier en raison de ses relations avec un Agent Public.


25.2.2 L'Etat dispose d'un délai de trente (30) Jours pour se prononcer sur les programmes


mentionnés au Paragraphe 25.2.1. En cas de rejet desdits programmes, l'Etat doit motiver


sa décision.


A l'expiration du délai de trente (30) Jours susmentionné, le silence gardé par l'Etat sur les


programmes de recrutement et de formation présentés par le Contractant vaut approbation


desdits programmes.


25.2.3 Au plus tard dans les trois (3) mois qui suivent la fin de l'Année Civile, le Contractant


présente à l’Etat, pour l'Année Civile écoulée :


(a) un rapport sur les recrutements de personnel de nationalité nigérienne, par niveau


de responsabilité et par poste. Le Contractant justifie les éventuels écarts avec le


programme de recrutement approuvé conformément aux stipulations du


Paragraphe 25.2.2 ;


(b) un rapport indiquant, par niveau de responsabilité et par poste, la nature et les


coûts de formation dont a bénéficié le personnel de nationalité nigérienne employé


par le Contractant. Le Contractant justifie les éventuels écarts avec le programme


de formation approuvé conformément aux stipulations du Paragraphe 25.2.2.


25.2.4 En cas de non-respect par le Contractant du programme de recrutement approuvé


conformément aux stipulations du Paragraphe 25.2.2, le Ministre chargé des Hydrocarbures


lui adresse une mise en demeure de s’y conformer dans un délai de soixante (60) Jours.


Si à l’expiration des délais impartis, la mise en demeure n’est pas suivie d’effets, sauf motif


légitime (y compris le cas où le Contractant peut démontrer qu'il a pris toutes les mesures


raisonnables pour recruter du personnel nigérien), le Contractant encourt une sanction


financière dont le montant est égal à cinq (5) fois le salaire annuel du personnel dont le


recrutement était approuvé mais qui n’a pas été embauché.


25.2.5 En cas de non-respect par le Contractant du programme de formation de son personnel de


nationalité nigérienne approuvé par l’Etat conformément aux stipulations du Paragraphe


25.2.2, le Ministre chargé des Hydrocarbures lui adresse une mise en demeure de réaliser le


programme litigieux pendant l’Année Civile en cours, en sus du programme de formation


de cette même année.


Si à l’expiration de l’Année Civile en cours, l’ensemble des obligations de formation à la


charge du Contractant pour ladite Année Civile n’a pas été respecté, y compris celles


afférentes au programme de formation litigieux, le Contractant encourt une sanction


financière dont le montant est égal à cinq (5) fois les coûts des formations approuvées et


non effectuées.


25.3 Personnel étranger


Le personnel étranger employé par le Contractant, ses Sociétés Affiliées, Sous-traitants et


Fournisseurs, pour les besoins des Opérations Pétrolières est autorisé à entrer en République


du Niger. L’Etat facilitera la délivrance et le renouvellement des pièces administratives


nécessaires à l'entrée et au séjour en République du Niger des membres du personnel


étranger et de leurs familles d'une part, et l'emploi dudit personnel d'autre part. Les


personnels, le Contractant, ses Sociétés Affiliées, Sous-traitants et Fournisseurs en question











69


devront néanmoins accomplir les formalités requises par les Lois en Vigueur pour l'entrée,


le séjour et l'emploi des personnes étrangères au Niger.


Article 26. DES PRATIQUES DE FORAGE


26.1 Respect des normes et pratiques en vigueur dans l'industrie pétrolière


internationale


Le Contractant s'assure que la conception des Puits et les opérations de Forage, y compris


les tubages, la cimentation, l'espacement et l'obturation des Puits, sont effectués


conformément aux nonnes et pratiques en vigueur dans l'industrie pétrolière internationale.


26.2 Identification des Puits


Tout Puits est identifié par un nom géographique, un numéro, des coordonnées


géographiques et UTM qui figurent sur des cartes, plans et autres documents que le


Contractant est tenu de conserver. En cas de modification du nom d'un Puits, le Ministère


en charge des Hydrocarbures en est informé dans les quinze (15) Jours qui suivent cette


modification.


26.3 Forage hors de la Zone Contractuelle


26.3.1 Le Contractant peut solliciter auprès du Ministre chargé des Hydrocarbures, l'autorisation


de réaliser, dans une limite de mille (1.000) mètres en dehors des limites de sa Zone


Contractuelle, un Forage dont l'objectif est situé à l'intérieur de sa Zone Contractuelle.


26.3.2 Lorsque les surfaces concernées par la demande mentionnée au Paragraphe 26.3.1 et situées


en dehors des limites de la Zone Contractuelle du Contractant, sont comprises dans la Zone


Contractuelle d'une Autorisation octroyée à un Tiers, le Ministère en charge des


Hydrocarbures invite le Contractant et l'ensemble des Titulaires concernés à s'entendre sur


les modalités de cette opération. L'accord y afférent, qui pourra prévoir que les Données


Pétrolières obtenues dans le cadre de ce Forage seront communiquées au Titulaire tiers, est


soumis à l'approbation préalable du Ministère en charge des Hydrocarbures.


26.3.3 Si le Contractant ne parvient pas à s'accorder avec le Titulaire de l’Autorisation concernée


sur le projet d’accord prévu au Paragraphe 26.3.2 ou lorsque le Ministre chargé des


Hydrocarbures n’approuve pas le projet d’accord à lui soumis, ce dernier propose àtous les


Titulaires concernés un projet d’accord équitable et équilibré.


26.3.4 Si un Titulaire n’accepte pas le projet d’accord préparé par le Ministre chargé des


Hydrocarbures, le différend est soumis aux stipulations relatives au règlement des


différends de son contrat pétrolier.


26.3.5 Si l’ensemble des Titulaires concernés n’acceptent pas le projet préparé par le Ministre


chargé des Hydrocarbures, le différend qui en résulte peut faire l’objet d’un règlement par


voie de conciliation ou de tout autre mode de règlement alternatif des différends, par voie


d’expertise technique ou d’arbitrage dans les conditions à convenir entre l’ensemble des


parties concernées.























70


Article 27. DE LA PROPRIETE DES BIENS MOBILIERS ET IMMOBILIERS


27.1 Transfert de propriété


27.1.1 La propriété de tous biens, meubles ou immeubles, acquis par le Contractant en vue de la


réalisation des Opérations Pétrolières, sera transférée à l’Etat, à titre gratuit, dès complet


remboursement au Contractant des Coûts Pétroliers récupérables y afférents.


27.1.2 Pour chacun des biens mentionnés au Paragraphe 27.1.1, la date du transfert de propriété


interviendra au Jour où les Coûts Pétroliers récupérables y afférents auront été


complètement remboursés au Contractant.


27.1.3 La propriété des biens mentionnés au Paragraphe 27.1.1 sera également transférée à l’Etat


à l’expiration, pour quelque cause que ce soit, de l’Autorisation Exclusive de Recherche ou


de l'Autorisation Exclusive d’Exploitation octroyée au Contractant pour les biens dont les


Coûts Pétroliers ont été affectés à ladite autorisation et ce, quand bien même lesdits coûts


n’auraient pas été intégralement remboursés à la date d’expiration de l’Autorisation


concernée.


27.2 Utilisation des biens transférés par le Contractant


Nonobstant les stipulations du Paragraphe 27.1, le Contractant pourra continuer à utiliser


gratuitement, les biens mobiliers et immobiliers transférés à l’Etat en vertu du présent


Article, qui demeurent nécessaires à la poursuite de la réalisation des Opérations Pétrolières


au titre des Zones Contractuelles encore couvertes par le Contrat, et ce pendant toute la


durée du Contrat.


27.3 Utilisation des biens transférés ou non par un autre Titulaire


Le Contractant est tenu de donner accès à tout autre Titulaire à ses installations destinées


aux Opérations Pétrolières qui disposent de capacité disponible moyennant le paiement


d’une juste rémunération et sous réserve que ces autres Titulaires se conforment aux règles


d’utilisation édictées par le Contractant pour ses propres agents pour l’utilisation de ces


équipements et installations.


En cas de désaccord sur le prix à payer entre le Contractant et les Titulaires qui souhaitent


avoir accès à ces équipements et installations, le Ministre chargé des Hydrocarbures peut


imposer le montant et les modalités de rémunération.


Si le Contractant n’accepte pas le montant et les modalités de rémunération proposés par le


Ministre chargé des Hydrocarbures, le différend est tranché dans les conditions prévues à


l'Article 59. Tant que le différend n’est pas tranché, il est tenu de donner accès à ses


équipements et installations au Titulaires tiers aux conditions financières proposées par le


Ministre chargé des Hydrocarbures.


27.4 Cession des biens transférés


27.4.1 Les biens transférés à l'Etat conformément aux stipulations du Paragraphe 27.1 pourront


être cédés par l’intermédiaire du Contractant sous réserve que la cession ait été


préalablement autorisée par le Comité de Gestion. En cas de refus d'autorisation, le


Contractant peut, à son option, remettre à la disposition de l'Etat le bien dont il n'a plus


l'usage. En cas de cession ou de vente des biens ainsi transférés, les produits obtenus seront


en totalité versés à l’Etat. Toute cession réalisée conformément aux dispositions du présent


Paragraphe 27.4.1 est exonérée de droits d’enregistrement.


27.4.2 L’Etat peut décider de ne pas prendre possession des biens mobiliers ou immobiliers qui lui


sont transférés en vertu du présent Article. Dans ce cas, il adresse au Contractant, avant la


fin de l’Autorisation concernée pour quelque cause que ce soit, une demande tendant à ce


qu’il soit procédé, aux frais du Contractant, et conformément aux dispositions de l’Article


36, à l’enlèvement de ces biens de la Zone Contractuelle concernée.


27.5 Sûretés constituées sur les biens


Pour le financement des Opérations Pétrolières, le Contractant est libre d’accorder des


sûretés et autres garanties sur tous biens acquis par le Contractant en vue de la réalisation


des Opérations Pétrolières ainsi que sur les droits inhérents à ce Contrat, étant précisé


qu’aucune sûreté ni garantie de quelque nature que ce soit ne pourra être consentie par le


Contractant, sans autorisation préalable de l’Etat donnée en Comité de Gestion, sur :


• un bien ou actif dont la propriété a été transférée à l’Etat conformément aux


dispositions du Paragraphe 27.1 ci-dessus et qui est laissé à la disposition du


Contractant pour les besoins des Opérations Pétrolières ;


• les droits, intérêts ou actifs dont la cession, transmission ou le transfert à des tiers


est soumise à autorisation préalable du Ministre chargé des Hydrocarbures ou de


toute autre Autorité Publique conformément à la Législation Pétrolière ou aux


dispositions du présent Contrat.


Dans le cas où des biens mentionnés au présent Article font l’objet de sûretés et autres


garanties consenties à des Tiers dans le cadre du financement des Opérations Pétrolières, le


Contractant remboursera lesdits Tiers avant la date de transfert de la propriété de ces biens


à l’Etat, telle que prévue dans cet Article.


27.6 Biens non transférés


Il est précisé que les stipulations de cet Article relatives au transfert de propriété des biens


au profit de l'Etat ne sont pas applicables, notamment :


(a) aux équipements appartenant à des Tiers et loués au Contractant ;


(b) aux biens mobiliers et immobiliers acquis par le Contractant pour des opérations


autres que les Opérations Pétrolières.


27.7 Puits de Développement ou de Production


A la fin de toute Autorisation Exclusive d’Exploitation pour quelque cause que ce soit, le


Contractant devra remettre à l’Etat, à titre gratuit tous les Puits de Développement ou de


Production réalisés par lui à l'intérieur de la Zone Contractuelle d’Exploitation de


l’Autorisation concernée, en bon état de marche pour la poursuite de l'exploitation (compte


tenu de leur usure normale), sauf si l’Etat exige que le Contractant réalise les Travaux


d’Abandon de ces Puits ou si ces Puits ont déjà été abandonnés dans les conditions prévues


par le présent Contrat.


27.8 Sondages


Pendant la durée de validité de l’Autorisation Exclusive de Recherche et des Autorisations


Exclusives d’Exploitation, les sondages reconnus, d'un commun accord entre les Parties,


inaptes à la poursuite des Opérations Pétrolières pourront être repris, àtitre gratuit, par l'Etat


pour être convertis en puits à eau. Le Contractant sera tenu de laisser en place les tubages


sur la hauteur demandée ainsi qu’éventuellement la tête de puits, et d'effectuer, à sa charge.











72


 à l'occasion des Travaux d'Abandon du sondage concerné et dans la mesure du possible du


point de vue technique et économique, la complétion du sondage dans la zone à eau qui lui





sera demandée.


27.9 Poursuite de l'exploitation


Lors du retour, pour quelque cause que ce soit, de tout ou partie d’une Zone Contractuelle


dans le domaine public, ou en cas de Travaux d’Abandon envisagés pour des motifs


techniques ou économiques, si l'Etat souhaite que l'exploitation de la Zone Contractuelle


concernée se poursuive, il pourra demander au Contractant au moins quatre-vingt-dix (90)


Jours avant la date de retour ou celle prévue pour le début des Travaux d’Abandon, d’en


poursuivre l’exploitation, au nom, pour le compte et aux seuls frais de l'Etat, pour une


période maximum de quatre-vingt-dix (90) Jours à compter de ladite date. Au-delà de cette


période de quatre-vingt-dix (90) Jours, l’Etat assumera seul la poursuite de la réalisation


des Opérations Pétrolières.


Pendant la période de quatre-vingt-dix (90) Jours mentionnée ci-dessus, l’Etat assumera


tous les risques et responsabi lités liés aux Opérations Pétrolières réalisées, pour son compte,


par le Contractant. Le Contractant sera néanmoins tenu de respecter, dans la conduite des


Opérations Pétrolières, les règles et pratiques généralement admises dans l’industrie


pétrolière internationale.








Article 28. DES ASSURANCES


28.1 Principe


28.1.1 Le Contractant et ses Sous-traitants souscrivent les polices d'assurances nécessaires à la


réalisation des Opérations Pétrolières, dont la couverture et le montant sont conformes aux


Lois en Vigueur, ainsi qu'aux normes et pratiques généralement admises dans l'industrie


pétrolière internationale.


28.1.2 Le Contractant fournira à l'Etat les justificatifs qui attestent que ces polices ont été souscrites


et sont en cours de validité.


28.2 Risques couverts


Les polices d'assurances souscrites par le Contractant et ses Sous-traitants couvrent au


minimum les risques suivants :


(a) les pertes ou dommages causés aux installations, équipements et autres éléments


utilisés aux fins des Opérations Pétrolières ; lorsque pour une raison quelconque,


le Contractant n’a pas assuré ces installations, équipements et autres éléments, il


est tenu de les remplacer en cas de perte ou de les réparer en cas de dommage.


Dans ce cas, le coût de remplacement ou de réparation n’est pas un Coût Pétrolier


récupérable ;


(b) les dommages causés à l’Environnement du fait des Opérations Pétrolières dont


le Contractant, ses préposés ou Sous-traitants seraient tenus responsables ;


(c) les blessures, les pertes et les dommages subis par les Tiers pendant la réalisation


des Opérations Pétrolières ou assimilées, dont le Contractant, ses préposés ou


Sous-traitants seraient tenus responsables ;

















73


 (d) les blessures et dommages subis par le personnel du Contractant dans 1 a réalisation


des Opérations Pétrolières ou assimilées, et par les ingénieurs et agents mandatés,


commis dans le cadre de la surveillance administrative et technique desdites


Opérations ;


(e) le coût d’abandon des installations et structures endommagées suite à un sinistre


et leur valeur de remplacement selon le cas.


Les montants couverts sont déterminés par le Contractant conformement aux pratiques


habituelles de l'industrie pétrolière internationale en cette matière.








Article 29. DES ARCHIVES


Le Contractant conserve et met à jour au lieu du siège social du Contractant ou de son


principal établissement :


(a) une copie des Données Pétrolières et des rapports fournis dans le cadre des


stipulations de l'Article 24 ;


(b) les registres et livres de comptes ainsi que toute la documentation justificative y


afférent conformément aux Lois en Vigueur.








Article 30. DE LA CONFIDENTIALITE


30.1 Obligation de confidentialité à la charge de l'Etat


30.1.1 Le Ministère en charge des Hydrocarbures préserve la confidentialité de tous documents,


rapports, relevés, plans, données, échantillons et autres informations transmis par le


Contractant en vertu ou à l’occasion de l’exécution du présent Contrat. Le Ministère en


charge des Hydrocarbures préserve également la confidentialité de tout autre document


transmis par le Contractant et portant la mention "Confidentiel".


Sauf accord écrit du Contractant, ces informations ne peuvent être communiquées à un tiers


par l’Etat tant que leur caractère confidentiel persiste.


30.1.2 Le caractère confidentiel des documents, rapports, relevés, plans, données et informations


visés au Paragraphe 30.1.1 persiste jusqu’à l’extinction, pour quelque cause que ce soit, des


droits et obligations résultant d'une Autorisation sur la partie de la Zone Contractuelle


concernée par ces données et informations.


A l’expiration du caractère confidentiel des documents, rapports, relevés, plans, données et


informations visés ci-dessus, ceux-ci sont réputés faire partie du domaine public.


30.2 Obligation de confidentialité à la charge du Contractant


Le Contractant ne peut divulguer à des Tiers, les rapports, relevés, plans, données et autres


informations visés au Paragraphe 30.1, sans accord préalable et écrit du Ministère en charge


des Hydrocarbures.


Les dispositions du premier alinéa du présent Paragraphe 30.2 s’appliquent également aux


documents, rapports, relevés, plans, données et informations incorporés dans le domaine


public de l’Etat en application du Paragraphe 30.1.2 ci-dessus.


Ay a


74


30.3 Exceptions


30.3.1 Nonobstant les dispositions des Paragraphes 30.1 et 30.2 :


(a) les cartes géologiques de surface et leurs interprétations peuvent être utilisées par


l’Etat à tout moment aux fins d'incorporation dans la cartographie officielle ;


(b) les informations statistiques annuelles peuvent être publiées par l’Etat à


l’exception de celles qui ont un caractère géologique ou sismiques ;


(c) l’Etat peut utiliser les documents visés au Paragraphe 30.1, dès leur obtention et


sans aucune restriction, à des fins strictement et exclusivement internes ;


(d) les Parties peuvent, à tout moment et sous réserve d’en informer l’autre Partie,


transmettre les rapports, relevés, plans, données et autres informations, visés au


Paragraphe 30.1, à tout expert international désigné notamment en vertu des


stipulations du présent Contrat relatives au règlement des différends, à des


consultants professionnels, conseillers juridiques, experts comptables, assureurs,


prêteurs, Sociétés Affiliées et aux organismes d’Etat à qui de telles informations


seraient nécessaires ou qui sont en droit d’en faire la demande ;


(e) les Parties peuvent communiquer les rapports, relevés, plans, données et autres


informations, visés au Paragraphe 30.1 à tout autre Titulaire aux fins de permettre


à ce dernier d’évaluer une Découverte portant sur un Gisement dont les limites


pourraient se trouver à cheval sur son autorisation et celle du Contractant ;


(f) les Parties peuvent communiquer les informations aux Sociétés Affiliées, Tiers,


Fournisseurs, Sous-traitants, Prêteurs intervenant dans le cadre du Contrat, à


condition toutefois que de telles communications soient nécessaires pour la


réalisation des Opérations Pétrolières ;


(g) les Parties peuvent communiquer des informations à des Tiers en vue d'une


éventuelle cession d'intérêts.


Toute divulgation, à un tiers, des informations visées au présent Paragraphe 30.3.1 n’est


faite qu’à condition que les destinataires s’engagent par écrit à traiter les informations


reçues comme confidentielles. Une copie de l’engagement pris à cet effet à l’égard de la


Partie ayant communiqué l’information est transmise par celle-ci à l’autre Partie.


30.3.2 L’obligation de confidentialité prévue au présent Article ne s’applique pas aux éléments


d’information dont la divulgation est requise par les lois et règlements en vigueur ou par un


organe de régulation local, étranger ou international, ainsi qu’aux décisions à caractère


juridictionnel prises par une juridiction compétente.


30.3.3 Les dispositions du présent Article 30 ne font pas obstacle à ce que le Contractant ou l’Etat


utilise, sans accord préalable respectivement de l’Etat ou du Contractant et à des fins de


communication commerciale y compris par voie de publication sur internet, des


informations résultant des Données Pétrolières relatives à toute Zone Contractuelle régie


par le présent Contrat, dans des conditions conformes aux pratiques habituelles de


l’industrie pétrolière internationale.























75


Article 31. DES CESSIONS ET DES CHANGEMENTS DE CONTROLE


31.1 Cessions soumises à approbation





Le Contractant pourra, à tout moment, céder tout ou partie des droits et obligations résultant


de l’Autorisation Exclusive de Recherche et, le cas échéant, de ses Autorisations Exclusives


d’Exploitation et des droits contractuels relatifs à ces Autorisations, sous réserve de


l’approbation du Ministre chargé des Hydrocarbures. De même, tout projet de changement


du Contrôle d’une entité composant le Contractant, notamment au moyen d’une nouvelle


répartition des titres sociaux, doit être approuvé par le Ministre chargé des Hydrocarbures.


Les dispositions du présent Article ne sont pas applicables aux cessions d’actions et autres


parts de capital de toute société composant le Contractant ne résultant pas en un changement


de Contrôle.


Le présent Contrat ayant pour objet exclusif d’organiser les modalités d’exercice par le


Contractant des droits et obligations résultant de ses Autorisations, il est entendu que les


droits contractuels qui en résultent sont des droits attachés à une ou plusieurs Autorisations


et résultant de ces Autorisations. Toute cession de droits et obligations dans une


Autorisation emporte de plein droit cession des droits contractuels y afférents. Inversement,


toute cession dans les droits contractuels relatifs à une Autorisation emporte de plein droit


cession des droits et obligations correspondant dans cette Autorisation et confère au


Cessionnaire la qualité de Co-Titulaire de ladite Autorisation.


31.2 Procédure


31.2.1 La demande d'approbation mentionnée au Paragraphe 31.1 fournit ou indique :


(a) les renseignements nécessaires à l'identification de l’Autorisation Exclusive de


Recherche ou de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée ;


(b) pour chaque Cessionnaire proposé, l’ensemble des informations visées à l’article


110 du Décret d’Application ;


(c) les documents qui attestent de la capacité financière et technique du ou des


Cessionnaire (s) proposé (s) en vue d’exécuter les obligations de travaux et les


autres engagements pris en vertu du présent Contrat afférent à ladite Autorisation ;


(d) un exemplaire de toutes les conventions conclues entre le Cédant et le ou les


Cessionnaire (s) concernant ladite Autorisation ;


(e) l'engagement inconditionnel et écrit du Cessionnaire d'assumer toutes les


obligations qui lui sont dévolues en vertu du présent Contrat ;


(f) tous autres détails que le Ministre chargé des Hydrocarbures pourrait exiger ;


(g) une quittance attestant le versement au Ministère en charge des Hydrocarbures


des droits fixés pour l’examen de la demande d’approbation de la cession de tout


ou partie des droits et obligations résultant de ladite Autorisation.


31.2.2 Le Ministre chargé des Hydrocarbures fait rectifier ou compléter le dossier de la demande


par le candidat à la cession ou au changement de Contrôle, s’il y a lieu.


31.2.3 L’approbation de la cession ou du changement de Contrôle est constatée par arrêté du


Ministre chargé des Hydrocarbures pris dans un délai maximum de quatre-vingt-dix (90)


Jours à compter de la date de réception de la demande. Notification en est faite au Titulaire


dans les quinze (15) Jours suivant la date de signature de l’arrêté.





Q





76


 Toute notification adressée au Contractant aux fins de compléter sa demande interrompt la


computation du délai visé à l’alinéa ci-dessus.





Un nouveau délai de quatre-vingt-dix (90) commence à courir à compter de la date de


réception par le Ministre chargé des Hydrocarbures des éléments d’information


complémentaires sollicités du Titulaire.





31.2.4 Tout rejet d'une demande d'approbation de la cession ou du changement de Contrôle faisant


l'objet du présent Article doit être dûment motivé et notifié au Contractant dans le délai de


quatre-vingt-dix (90) Jours mentionné au Paragraphe 31.2.3, renouvelé le cas échéant. Il est


expressément convenu à cet égard que les motifs de refus de la cession ou du changement


de Contrôle doivent être fondés sur des raisons majeures (politiques, juridiques, techniques


ou financières) et que la décision d'approbation ne sera pas assortie d'obligations


supplémentaires par rapport à celles prévues dans le Contrat.


31.3 Cessions entre Sociétés Affiliées et entre entités composant le Contractant





Les cessions entre Sociétés Affiliées et entre entités composant le Contractant sont


soumises aux mêmes procédures que les cessions à des Tiers, mais l’approbation du


Ministre chargé des Hydrocarbures est réputée être accordée de plein droit. Les


changements de Contrôle intervenus entre Sociétés Affiliées sont de même soumis aux


mêmes procédures que les prises de Contrôle effectuées par des Tiers, mais l’approbation


du Ministre chargé des Hydrocarbures est réputée accordée de plein droit.


L’Etat accepte et prend acte qu’un changement de Contrôle du Contractant consécutif à un


appel public à l’épargne ou à cessions d’actions du Contractant ou d’une société qui détient


le Contrôle du Contractant sur un marché boursier réglementé sera considéré comme étant


un changement de Contrôle entre Sociétés Affiliées et que les stipulations du premier alinéa


du présent Paragraphe seront applicables au dit Changement de Contrôle.











Article 32. DE LA RENONCIATION


32.1 Principe


Le Contractant peut renoncer, à tout moment, à tout ou partie de la Zone Contractuelle de


Recherche et, le cas échéant, à toute Zone Contractuelle d’Exploitation sous réserve que le


Contractant adresse une demande dans ce sens au Ministre chargé des Hydrocarbures


soixante (60) Jours au moins avant la date proposée pour la renonciation.





La demande doit fournir ou indiquer :


(a) les renseignements nécessaires à l'identification de l'Autorisation Exclusive de





Recherche ou de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée ;





(b) le bilan des Opérations Pétrolières effectuées à la date de dépôt de la demande ;





(c) l’état des engagements et obligations du Contractant déjà remplis, et ceux restant


à satisfaire ;


(d) les raisons, notamment d'ordre technique ou financier, qui motivent la demande


de renonciation ;





(e) un mémoire qui expose les Travaux d’Abandon réalisés par le Titulaire sur les


équipements et installations ne présentant plus d’utilité pour les Opérations











77


Pétrolières et qui justifie la nécessité de conserver les équipements et installations


n’ayant pas fait l’objet de Travaux d'Abandon pour les Opérations Pétrolières à


venir ;


(f) l’engagement de satisfaire à toutes les obligations restant à accomplir au titre des


Opérations Pétrolières, en vertu de la Législation Pétrolière et du présent Contrat


et, notamment, les obligations liées à la non-exécution de tout ou partie du


Programme de Travail Minimum, aux Travaux d’Abandon, à la protection de


l’Environnement et la sécurisation des personnes et des biens ;


(g) en cas de renonciation partielle à l’Autorisation Exclusive de Recherche :


o la carte géographique à l’échelle l/200.000e du périmètre que le


Contractant souhaite conserver, précisant les superficies, les sommets et


les limites dudit périmètre déterminé conformément aux dispositions de


l’article 5 du Décret d’Application, les limites des Autorisations distantes


de moins de cent (100) kilomètres du périmètre visé par la demande ;


o un mémoire géologique détaillé qui expose les travaux déjà exécutés et


leurs résultats, précise dans quelle mesure les objectifs indiqués dans la


demande initiale ont été atteints ou modifiés, et justifie le choix du ou des


périmètres que le Contractant demande à conserver ;


o un mémoire qui expose les Travaux d’Abandon réalisés par le Titulaire


sur les équipements et installations ne présentant plus d’utilité pour les


Opérations Pétrolières et qui justifie la nécessité de conserver les


équipements et installations n’ayant pas fait l’objet de Travaux d’Abandon


pour les Opérations Pétrolières à venir.


32.2 Renonciation d'une entité composant le Contractant


Une entité composant le Contractant peut renoncer, à tout moment, à la Zone Contractuelle


de Recherche ou à toute Zone Contractuelle d'Exploitation, dans les mêmes formes et selon


la même procédure que celle indiquée au Paragraphe 32.1, à l'exception des documents


mentionnés aux alinéas (e) et (f) du Paragraphe 32.1 qui seront remplacés par une


déclaration par laquelle les autres entités membres du Contractant spécifient expressément


qu’elles acceptent de reprendre à leur compte les engagements et les obligations de l'entité


qui se retire. Dans ce cas, les autres entités composant le Contractant sont tenues de


produire :


(a) tous les documents de nature à justifier de la capacité de la ou des entités restantes,


tant d’un point de vue technique que financier, à poursuivre seule(s) les travaux à


l’intérieur de la Zone Contractuelle et à reprendre les obligations stipulées dans le


Contrat ;


(b) le cas échéant, toutes les conventions conclues entre les entités restantes en vue


de la poursuite des Opérations Pétrolières.


En l’absence des éléments mentionnés aux alinéas (a) et (b) du présent Paragraphe 32.2 ou


si ceux-ci ne sont pas jugés satisfaisants par le Ministre chargé des Hydrocarbures, la


renonciation sera considérée comme émanant du Contractant pris collectivement et sera


soumise au régime prévu par le Contrat dans un tel cas.

















78


32.3 Approbation de la renonciation


32.3.1 L’approbation de la renonciation à toute ou partie d’une Autorisation Exclusive de


Recherche est constatée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures pris dans un délai


maximum de trente (30) Jours à compter de la date de réception de la demande. 11 est publié


au Journal Officiel de la République du Niger. Notification en est faite au Contractant dans


les quinze (15) jours suivant la date de signature de l’arrêté.


Toute notification adressée au Contractant aux fins de compléter sa demande interrompt la


computation du délai visé à l’alinéa ci-dessus.


Un nouveau délai de trente (30) Jours commence à courir à compter de la date de réception


par le Ministre chargé des Hydrocarbures des éléments d’information complémentaires


sollicités du Contractant.


Tout rejet d’une demande d’approbation de la renonciation doit être dûment motivé et


notifié au Contractant.


32.3.2 En cas de demande de renonciation à une Autorisation Exclusive d’Exploitation, le Ministre


chargé des Hydrocarbures notifie au Contractant la recevabilité de sa demande dans un délai


maximum de soixante (60) Jours à compter de la réception de sa demande.


Toute notification adressée au Contractant aux fins de compléter sa demande interrompt la


computation du délai visé à l’alinéa ci-dessus. Un nouveau délai de soixante (60) Jours


commence à courir à compter de la date de réception par le Ministre chargé des


Hydrocarbures des éléments d’information complémentaires sollicités du Contractant.


Tout rejet d’une demande de renonciation à une Autorisation Exclusive d’Exploitation doit


être dûment motivé et notifié au Contractant.


L’approbation de la renonciation est constatée par décret pris en Conseil des Ministres pris


dans un délai maximum de quatre-vingt-dix (90) Jours à compter de la date de réception de


la demande.


















































4-








79


 TITRE V- DE LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT ET DES MESURES DE


SECURITE








Article 33. DISPOSITIONS GENERALES


Conformément aux Lois en Vigueur et aux pratiques généralement admises dans l’industrie


pétrolière internationale, le Titulaire prend les mesures suivantes :


(a) minimisation des dommages causés à l’Environnement résultant des Opérations


Pétrolières ;


(b) mise en place d’un système rigoureux de prévention et de contrôle de la pollution


résultant des Opérations Pétrolières, d’un système de prévention d’accidents, et


de plans d’urgence à adopter en cas de sinistre ou de menace de sinistre présentant


un danger pour l'Environnement, le personnel ou la sécurité des populations et


des biens ;


(c) obtention des autorisations préalables requises par la législation et la


réglementation en vigueur et fourniture de la Notice d’Impact Environnementale


et des Etudes d’Impact Environnemental Approfondies requises ;


(d) traitement, élimination et contrôle des émissions de substances toxiques issues des


Opérations Pétrolières, susceptibles de causer des dommages aux personnes, aux


biens ou à l’Environnement ;


(e) installation d’un système de collecte des déchets et du matériel usagé issus des


Opérations Pétrolières.








Article 34. DU PLAN DE GESTION DES DECHETS


34.1 Préparation du plan de gestion des déchets


34.1.1 Au plus tard dans un délai de douze (12) mois à compter de l'octroi de l’Autorisation


Exclusive de Recherche et, à la demande d’octroi d’une Autorisation Exclusive


d’Exploitation, le Contractant soumet au Ministre chargé des Hydrocarbures, qui le


transmet sans délai au Ministre chargé de l’Environnement, un plan de gestion des déchets


conforme aux dispositions de la loi-cadre relative à la gestion de l’Environnement et des


textes pris pour son application, comportant notamment la mise en place d'un système


intégré de collecte, transport, stockage, tri, traitement des déchets et permettant :


(a) d’une part, la récupération des éléments et matériaux réutilisables ou de l’énergie ;


(b) d’autre part, le dépôt ou le rejet dans le milieu naturel de tous autres produits dans


des conditions propres à éviter les nuisances au sol, à la flore, à la faune, à


l'ensemble de l’écosystème ou aux populations, y compris les nuisances sonores


et olfactives. Les modalités de rejet des déchets dans le milieu naturel doivent


notamment être conformes aux normes de rejet des déchets naturels fixés par les


règlements en vigueur.


34.1.2 Les déchets couverts par le plan de gestion des déchets comprennent notamment :


(a) les déblais de Forage ;


, p





80


(b) les boues de Forage à base d’huile, d'eau et de tout autre fluide ;


(c) les eaux usées et les sédiments issus des Opérations Pétrolières ;


(d) les produits chimiques, les déchets sanitaires et de drain ;


(e) les fumées et autres émissions de gaz de toutes natures ;


(f) les déchets classés dangereux selon la législation et la réglementation en vigueur,


notamment et sans que cette énumération soit exhaustive, les déchets


inflammables, corrosifs, réactifs, toxiques ou radioactifs ;


(g) les déchets ménagers produits pendant la réalisation des Opérations Pétrolières ;


(h) les huiles usagées.


34.2 Procédure d'approbation


34.2.1 Le Ministre chargé de l’Environnement dispose d'un délai de trente (30) Jours Ouvrables à


compter de la date de réception du plan de gestion des déchets proposé par le Contractant


pour se prononcer sur ledit plan. Si le Ministre chargé de l’Environnement relève des


insuffisances dans ledit plan, il notifie au Ministre chargé des Hydrocarbures dans le délai


de trente (30) Jours Ouvrables mentionné ci-dessus les insuffisances relevées. Celui-ci


informe le Contractant desdites insuffisances. Le Contractant propose un plan modifié pour


tenir compte des observations du Ministre chargé de l’Environnement et la procédure ci-


dessus décrite s'applique à nouveau en ce qui concerne ce plan modifié.


34.2.2 En cas de silence gardé par le Ministre chargé de l’Environnement à l'expiration du délai de


trente (30) Jours Ouvrables mentionné au Paragraphe 34.2.1, le plan de gestion des déchets


présenté par le Contractant est considéré comme accepté.


34.3 Information du public


Le plan de gestion des déchets fera l’objet d’une large diffusion auprès des populations des


zones couvertes par l’Autorisation Exclusive de Recherche et le cas échéant par les


Autorisations Exclusives d’Exploitation. Cette diffusion est à la charge du Contractant et


est réalisée en collaboration avec les services compétents de l’Etat.


34.4 Mise à jour du plan de gestion des déchets


Si le plan de gestion des déchets présente des lacunes, au cours de son exécution, le Ministre


chargé de l’Environnement transmet ses observations au Ministre chargé des Hydrocarbures


qui en notifie le Titulaire. Ce dernier est tenu de modifier le plan de gestion des déchets.


La procédure d’approbation de la mise à jour du plan de gestion des déchets est la même


que celle prévue au Paragraphe 34.2.


34.5 Manquements du Contractant


Lorsque le Contractant ne se conforme pas au plan de gestion des déchets et qu’il en résulte


des dommages aux personnes, aux biens ou à l’Environnement, il prend toutes les mesures


nécessaires et adéquates afin d'y remédier immédiatement et assume les responsabilités qui


pourraient en découler le cas échéant. Le coût y afférent ne sera pas récupérable en tant que


Coût Pétrolier.














81


 En cas de carence du Contractant à prendre les mesures visées ci-dessus, l’Etat peut, aux


frais du Contractant, soit se substituer à ce dernier dans la mise en œuvre de ces mesures,


soit commettre tout tiers de son choix aux fins de les mettre en œuvre. Les dispositions du


présent alinéa sont sans préjudice de la responsabilité encourue par le Contractant en raison


des dommages et des préjudices ayant justifié l’adoption et l’application des mesures


susvisées.








Article 35. DE LA NOTICE D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL ET DE L’ETUDE


D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL APPROFONDIE


35.1 Engagement relatifs à la réalisation d’une Notice d’Impact Environnemental


Le Contractant s’engage à réaliser une Notice d’Impact Environnemental avant le


démarrage des Opérations de Recherche sur le terrain.


35.2 Engagement relatif à la réalisation d'Etudes d'Impact Environnemental


Approfondies


35.2.1 Le Contractant s’engage à réaliser une Etude d’Impact Environnemental Approfondie pour


l’obtention du certificat de conformité environnementale :


(a) au plus tard dans les douze (12) mois qui suivent l’octroi de l’Autorisation


Exclusive de Recherche et avant la réalisation de tout Forage ;


(b) en vue de l’octroi d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation ;


(c) en cas de modification substantielle ou de construction de nouveaux équipements


et installations sur le périmètre ayant déjà fait l’objet d’une Etude d’Impact


Environnemental Approfondie.


Une modification est considérée comme substantielle au sens du présent Article si elle a


pour objet ou pour effet de changer la destination des lieux, de modifier de manière


significative la consistance ou les spécifications techniques des travaux et installations ou


des mesures de sécurité à prendre pour la protection des personnes, des biens et de


l’Environnement,


35.2.2 Sous réserve de son éventuel audit qui devra avoir été réalisé dans les trois (3) mois qui


suivent la Date d’Entrée en Vigueur et conformément aux dispositions des Lois en Vigueur,


l’Etat reconnaît que (i) l’étude d’impact environnementale dont le rapport définitif a été


transmis au Ministre chargé de l’Environnement le 30 mars 2017 remplit les engagements


visés au paragraphe 35.2.1 (a) ci-dessus, et que (ii) le certificat de conformité


environnemental y relatifs, certificat n°005ME/DD/BEEEI/17 du 20 avril 2017, vaut


certificat de conformité environnemental au titre du paragraphe 35.2.1 (a) pour


l’Autorisation Exclusive de Recherche.


35.3 Intervention d'un expert


Le Contractant peut commettre un expert aux fins de réalisation de la Notice d’Impact


Environnementale ou d’une Etude d’Impact Environnemental Approfondie. L’expert


commis doit être agréé conformément aux dispositions des Lois en Vigueur. Les


conclusions de l’expert, notamment la Notice d’Impact Environnementale et le rapport de


l’Etude d’Impact Environnemental Approfondie élaborés par celui-ci, sont imputées au


Contractant qui demeure, aux yeux de l’Etat et des Tiers, le seul auteur de la Notice














82


 d’Impact Environnementale et du rapport de l’Etude d’Impact Environnemental


Approfondie.


35.4 Contenu de l’Etude d’Impact Environnemental Approfondie


35.4.1 L’Etude d’Impact Environnemental Approfondie doit être réalisée conformément aux Lois


en Vigueur et aux meilleures pratiques internationales en la matière. Le rapport d’Etude


d’Impact Environnemental Approfondie doit comporter les mentions minimales suivantes :











(a) un résumé non technique des renseignements fournis au titre de chacun des points


ci-dessous, comprenant les principaux résultats et recommandations, étant précisé


que ce résumé succinct peut être contenu dans un document distinct du document


servant de support au rapport ;


(b) une description complète du projet ;


(c) l’analyse de l’état initial de la Zone Contractuelle et des terrains nécessaires à la


réalisation des Opérations Pétrolières et assimilées ;


(d) les raisons du choix du site ;


(e) l'avis des populations concernées, le cas échéant ;


(f) une description du cadre juridique de l’Etude d’Impact Environnemental


Approfondie ;


(g) l’identification et l’évaluation des impacts environnementaux et des dommages


qui résulteront de la réalisation des Opérations Pétrolières et assimilées, sur le


périmètre concerné, en particulier les impacts directs, indirects, immédiats et à


long terme, importants et secondaires, locaux et éloignés desdites opérations sur


l’Environnement, assortie d’une estimation des types et quantités de résidus des


émissions susceptibles d’être occasionnées par les Opérations Pétrolières


(pollution de l’eau, de l’air, du sol, bruit, vibrations, etc.) ;


(h) l’énoncé des mesures envisagées par le Contractant pour prévenir, réduire ou


compenser les conséquences dommageables des Opérations Pétrolières sur


l’Environnement, ainsi que la description des mesures alternatives d’intervention


non compensables mais prioritaires et l’estimation des dépenses correspondantes ;


(i) la présentation des autres solutions possibles et des raisons pour lesquelles, du


point de vue de la protection de l’Environnement, l’option ou la solution proposée


par le Contractant a été retenue ;


(j) la description des méthodes utilisées pour la consultation publique et les résultats


attendus ;


(k) le plan de gestion des déchets ;


(1) toute autre information requise par les Lois en Vigueur.


35.4.2 Le rapport d’Etude d’Impact Environnemental Approfondie contient en outre des


propositions de directives à suivre afin de minimiser les dommages à l'Environnement,


lesquelles couvrent notamment, selon la nature des Opérations Pétrolières envisagées, les


points suivants :


(a) le stockage et la manipulation des Hydrocarbures ;





Ay M





83


(b) l’utilisation d'explosifs et des sources de rayonnement ionisant ;


(c) les zones de campement et de chantier ;


(d) le traitement des déchets solides et liquides ;


(e) les sites archéologiques et culturels ;


(f) la sélection des sites de Forage ;


(g) la stabilisation du terrain ;


(h) la protection des ressources en eau de (surface et souterraines) ;


(i) le plan de prévention des accidents ;


(j) le plan d’urgence en cas d’accident ;


(k) le brûlage à la torche durant les tests et à l'achèvement des Puits ;


(1) le traitement des eaux de rejet ;


(m) l’élaboration d’un plan d’urgence ;


(n) les Travaux d’Abandon ;


(o) la réhabilitation du site ;


(p) le contrôle des niveaux de bruit.


35.5 Procédure de dépôt et d'approbation


La Notice d’Impact Environnemental et le rapport d’Etude d’Impact Environnemental


Approfondie et les documents qui y sont annexés doivent être entièrement rédigés en


français et présentés au Ministère en charge de l’Environnement conformément aux Lois


en Vigueur. Ils sont approuvés conformément aux Lois en Vigueur,


35.6 Information du public


Les résultats de la Notice d’Impact Environnemental et de l’Etude d’Impact


Environnemental Approfondie feront l’objet d’une large diffusion auprès des populations


des zones couvertes par l’Autorisation Exclusive de Recherche et le cas échéant par les


Autorisations Exclusives d’Exploitation. Cette diffusion est à la charge du Contractant et


est réalisée en collaboration avec les services compétents de l’Etat.


35.7 Contrôle


L’Etat se réserve le droit d’apprécier, à l’occasion des opérations de surveillance


administrative prévues par la Législation Pétrolière et le présent Contrat, le respect par le


Contractant des recommandations et observations qu’il a formulées et de prononcer, le cas


échéant, les sanctions prévues par la réglementation en vigueur.


35.8 Obligations complémentaires


Le Contractant doit s'assurer que :











84


 (a) ses employés et Sous-traitants ont une connaissance adéquate des mesures de


protection de l’Environnement conformes aux pratiques en vigueur dans








l’industrie pétrolière internationale et aux conclusions de la Notice d’Impact


Environnementale et de l’Etude d’Impact Environnemental Approfondie, qu’il


conviendra de mettre en œuvre pendant la réalisation des Opérations Pétrolières ;


(b) les contrats qu’il passe avec ses Sous-traitants pour les besoins des Opérations


Pétrolières contiennent les mesures prévues dans la Notice d’Impact


Environnementale et l’Etude d’Impact Environnemental Approfondie.


35.9 Pollution préexistante


L'Etat garantit au Contractant qu'il n'encourra ni ne pourra être tenu d'aucune responsabilité


ni obligation au titre des dommages à l'Environnement et des pollutions résultant d'activités


menées dans la Zone Contractuelle avant la date de délivrance de l’Autorisation Exclusive


de Recherche.


35.10 Périmètre classé ou protégé


La Zone Contractuelle ne contient pas de périmètre faisant l’objet d’un classement ou d’une


protection particulière, au niveau national ou international. L’Etat s’abstiendra de créer de


tels périmètres sur les Zones Contractuelles pendant la durée du Contrat. Dans le cas où


l’Etat créerait un tel périmètre sur les Zones Contractuelles, il autorisera la poursuite des


Opérations Pétrolières y compris sur ledit périmètre.








Article 36. DES TRAVAUX D’ABANDON


36.1 Obligations de remise en état des sites


Sauf décision contraire du Ministre chargé des Hydrocarbures, le Contractant s’engage, lors


du retour, pour quelque cause que ce soit à l’Etat, de toutou partie de sa Zone Contractuelle,


ou en cas de Travaux d’Abandon réalisés pour des motifs techniques ou économiques :


(a) à retirer de la partie concernée de la Zone Contractuelle et des périmètres non


couverts par sa Zone Contractuelle, les équipements, installations, structures et


canalisations utilisés pour les Opérations Pétrolières, à l’exception de ceux


nécessaires audit Titulaire pour la réalisation d’Opérations Pétrolières hors de la


partie concernée de la Zone Contractuelle ou sur toute autre Autorisation,


conformément aux Lois en Vigueur et aux pratiques en vigueur dans l’industrie


pétrolière internationale ;


(b) à exécuter les travaux de réhabilitation du site sur la partie concernée de la Zone


Contractuelle et des périmètres non couverts par sa Zone Contractuelle,


conformément aux Lois en Vigueur et aux normes et pratiques en vigueur dans


l’industrie pétrolière internationale. Il prend à cet effet, les mesures nécessaires


afin de prévenir les dommages à la vie humaine, aux biens et à l'Environnement.


36.2 Programme de Travaux d'Abandon


36.2.1 A la première des deux dates entre (i) lorsque les Parties estiment qu’au total, cinquante


pour cent (50%) des réserves prouvées récupérables initiales d’une Autorisation Exclusive


d’Exploitation auront été produites au terme de l’Aimée Civile qui suivra et (ii) le quinzième


(15ème) anniversaire de la date d’attribution d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation, le


Contractant soumet à l’approbation du Ministre chargé des Hydrocarbures, au plus tard le











85


31 août de l’Année Civile en cours, un plan d’abandon qui affine les hypothèses visées au


Plan de Développement et d’Exploitation, en fonction des connaissances acquises au cours


de l’exploitation du Gisement. Ce plan d’abandon présente les Travaux d’Abandon qu'il se


propose de réaliser à l’intérieur de la Zone Contractuelle d’Exploitation afférente à


l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée, avec un plan de remise en état du site,


un calendrier des travaux prévus et une estimation détaillée de l’ensemble des coûts liés à


ces Travaux d’Abandon, Le Contractant mettra à la disposition de l’Etat, un budget qui sera


consacré à l’analyse du plan d’abandon par un cabinet spécialisé sélectionné par l’Etat. Ce


budget constitue un Coût Pétrolier. Le montant dudit budget s'élèvera au maximum à quatre


cent mille (400 000) Dollars.


36.2.2 Au plus tard le 31 août de chacune des Années Civiles suivantes, le Contractant présente au


Ministre chargé des Hydrocarbures les modifications qu’il convient d’apporter à


l’estimation des réserves restant à exploiter et au coût des Travaux d’Abandon envisagés.


36.2.3 Le Ministre chargé des Hydrocarbures dispose d’un délai de soixante (60) Jours pour


transmettre ses recommandations ou observations au Contractant.


Le silence gardé par le Ministre chargé des Hydrocarbures sur le projet de programme de


Travaux d’Abandon présenté par le Contractant, à l’expiration d’un délai de soixante (60)


Jours à compter de sa réception, vaut approbation dudit programme.


Le Contractant est tenu de prendre en considération les recommandations et observations


formulées, le cas échéant, par le Ministre chargé des Hydrocarbures, dans le cadre de la


réalisation du programme des Travaux d’Abandon, dans la mesure où lesdites


recommandations et observations corr espondent aux pratiques généralement appliquées par


l'industrie pétrolière internationale.


36.3 Provision pour Travaux d'Abandon


36.3.1 Le plan d’abandon prévoit obligatoirement la constitution, à compter de la première des


deux échéances entre (i) l’Année Civile au cours de laquelle cinquante pour cent (50%) des


réserves prouvées récupérables initiales d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation seront


produites, et (ii) l’Année Civile du seizième (16eme) anniversaire de l’attribution de


l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée, d’une provision pour Travaux


d’Abandon, à placer sur un compte ouvert en Dollars ou en Euros auprès de la BCEAO,


dans le cadre d’une convention de séquestre. Cette convention précisera notamment les


conditions et modalités d’utilisation des sommes placées au titre de la provision pour


Travaux d’Abandon, notamment en ce qui concerne le financement des Travaux d’Abandon


à réaliser par anticipation.


36.3.2 Le montant annuel de la provision pour Travaux d’Abandon doté par le Contractant à la fin


d’une Année Civile au titre de chaque Zone Contractuelle d’Exploitation est égal au rapport


entre :


(a) au numérateur :


o le coût estimé des Travaux d’Abandon, révisé conformément au


Paragraphe 36.2,


o diminué du cumul des dotations aux provisions pour Travaux d’Abandon


afférents à la même Autorisation Exclusive d’Exploitation et effectuées au


cours des Années Civiles précédant celle pour laquelle la dotation est


calculée,














86


o le tout (coût estimé moins cumul des dotations) multiplié par la production


totale d’Hydrocarbures de la Zone Contractuelle d’Exploitation de ladite


Année Civile ;


(b) au dénominateur, le montant des réserves prouvées développées et restant à


produire au cours de la Période de Validité de l’Autorisation Exclusive


d’Exploitation concernée au début de ladite Année Civile sur la Zone


Contractuelle d’Exploitation concernée.


36.3.3 Les provisions pour Travaux d’Abandon d’une Année Civile sont versées par le


Contractant, au plus tard le 31 mars de l’Année Civile qui suit, sur le compte séquestre


susmentionné. Les intérêts produits par ce compte à la fin d’une Année Civile, viendront en


diminution des dotations aux provisions annuelles ultérieures au titre des Travaux


d’Abandon de la Zone Contractuelle concernée.


36.4 Exécution des Travaux d'Abandon


36.4.1 Le Contractant informe le Ministre chargé des Hydrocarbures de son intention de procéder


aux Travaux d’Abandon surtout ou partie de sa Zone Contractuelle, au moins quatre-vingt-


dix (90) Jours avant la date prévue pour le début desdits travaux. Cette information est


accompagnée du programme des Travaux d’Abandon concernés.


36.4.2 Lorsque les T ravaux d'Abandon concernent des Puits producteurs, ces travaux comprennent


trois phases principales :


(a) l’isolement du Réservoir de la surface et des différentes couches productrices ;


(b) le traitement des annulaires entre les trains de cuvelage ;


(c) la découpe et le retrait des parties supérieures des trains de cuvelage.


36.4.3 Le Contractant s'engage à conduire les Travaux d’Abandon de manière à satisfaire les points


suivants :


(a) le contrôle de l’écoulement et de l’échappement des Hydrocarbures ;


(b) la prévention de tout dommage aux strates avoisinantes ;


(c) l’isolement des formations perméables, les unes des autres ;


(d) la prévention des possibilités de flux entre Réservoirs ;


(e) la prévention de la contamination des nappes aquifères.


36.4.4 Le Ministre chargé des Hydrocarbures peut demander au Contractant d’interrompre les


Travaux d’Abandon d’un Puits, pour permettre la réintroduction d’un train de sonde dans


la tête du Puits. Une telle demande est faite au Contractant par notification du Ministre


chargé des Hydrocarbures qui fixe l’étendue d’une zone de sécurité autour du Puits


concerné. A l’achèvement de l’opération, le Puits concerné devient la propriété de l’Etat


qui en assume la responsabilité.




















87


 TITRE VI : DISPOSITIONS ECONOMIQUES ET FISCALES


Artide 37. DU BONUS DE SIGNATURE


37.1 Montant du Bonus de Signature


Le Contractant est tenu de verser à l'Etat, dans les conditions prévues au présent Article, un


Bonus de Signature dont le montant s'élève à un million (1 000 000) de Dollars.








37.2 Termes de Paiement


Le Bonus de Signature sera payé au plus tard à la plus lointaine des trois dates suivantes :


(a) quinze (15) Jours après la signature du Contrat ; ou


(b) cinq (5) Jours Ouvrables à compter de la réalisation des deux (2) conditions


suivantes :


(1) délivrance de l’Autorisation Exclusive de Recherche, et


(2) publication au Journal Officiel du Décret d'Approbation ; ou


(c) quinze (15) Jours après la date de publication au Journal Officiel de la loi visée


au Paragraphe 49.3.3.





37.3 Paiement


Le paiement du Bonus de Signature est effectué en Dollars ou en Francs CFA sur le Compte


du Trésor Public Ouvert à la BCEAO dont les coordonnées seront données par l'Etat au


Contractant, en temps utile, et au plus tard huit (8) Jours Ouvrables avant la date à laquelle


doit être fait le paiement.





37.4 Traitement fiscal du Bonus de Signature


37.4.1 Le Bonus de Signature et son paiement sont exempts de toute taxe (y compris la taxe sur la


valeur ajoutée) et droits au Niger.


37.4.2 Le Bonus de Signature ne constitue pas un Coût Pétrolier récupérable.











4





88


37.5 Autres frais


37.5.1 Le Contractant s'engage à payer, huit pour cent (8%) du montant du Bonus de Signature,


représentant la somme de quatre-vingt mille (80 000) Dollars afin de permettre à l’Etat de


couvrir les dépenses engagées par celui-ci dans le cadre de la signature du Contrat.





Ce paiement ne constitue pas un Coût Pétrolier récupérable.





37.5.2 Le Contractant s'engage à payer, au titre du paiement de huit pour cent (8%) d’une part du


montant des coûts antérieurs prévu au Paragraphe 12.2 de l'Annexe B du présent Contrat,


la somme d’un million huit cent quarante mille (1 840 000) Dollars afin de permettre à


l’Etat de couvrir les dépenses engagées par celui-ci dans le cadre de la signature du Contrat.





Ce paiement ne constitue pas un Coût Pétrolier récupérable.





37.5.3 Les montants visés aux Paragraphes 37.5.1 et 37.5.2 ci-dessus seront payés, sous réserve


que les conditions fixées au Paragraphe 37.2 soient remplies, au plus tard huit (8) Jours


Ouvrables à compter de la réception à cet effet de la demande écrite du Ministre chargé des


Hydrocarbures.





La demande du Ministère chargé des Hydrocarbures, doit porter l’indication du nom de


Drake & Bart, son siège social, la référence au présent Contrat, le montant à payer et les


coordonnées bancaires du compte de Drake & Bart à créditer.








Article 38. DU BONUS D’EXPLOITATION


38.1 Montant du Bonus d’Exploitation


Le Contractant est tenu de verser à l'Etat, dans les conditions prévues au présent Article, un


Bonus d’Exploitation dont le montant s'élève à un million (1 000 000) de Dollars.


38.2 Termes de Paiement


Le Bonus d'Exploitation sera payé au plus tard cinq (5) Jours Ouvrables à compter de la


publication au Journal Officiel du Décret d'Approbation de la première Autorisation


Exclusive d’Exploitation qui sera attribuée au Contractant.


38.3 Paiement


Le paiement du Bonus d’Exploitation est effectué en Dollars sur le Compte du Trésor


Public Ouvert à la BCEAO dont les coordonnées seront données par l'Etat au Contractant,


en temps utile, et au plus tard huit (8) Jours Ouvrables avant la date à laquelle doit être fait


le paiement.


38.4 Traitement fiscal du Bonus d’Exploitation


38.4.1 Le Bonus d’Exploitation et son paiement sont exempts de toute taxe (y compris la taxe sur


la valeur ajoutée) et droits au Niger.


38.4.2 Le Bonus d’Exploitation ne constitue pas un Coût Pétrolier récupérable.














(hA P





89


Article 39. DE LA VALORISATION DES HYDROCARBURES


39.1 Prix du Marché Départ Champ


39.1.1 Pour la détermination du prix de vente du Pétrole Brut pris en considération pour déterminer


la valeur de la Redevance Ad Valorem, la valeur du Cost Oil et la valeur du Profit Oil, un


"Prix du Marché Départ Champ" sera calculé pour chaque Trimestre et pour chaque Point


de Livraison.


39.1.2 La détermination du Prix du Marché Départ Champ est effectuée par le Contractant de la


manière suivante :


(a) il déterminera en premier lieu, en retenant le Prix du Marché, la valeur des


quantités totales du Pétrole Brut de la Zone Contractuelle d'Exploitation vendues


au Point de Livraison au cours du Trimestre concerné ;


(b) il en soustraira les coûts supportés par le Contractant au cours dudit Trimestre


pour le transport des quantités mentionnées à l'alinéa (a) du présent Paragraphe


entre les Points de Mesurage et le Point de Livraison (les "Coûts de Transport") ;


(c) il divisera le résultat ainsi obtenu par les quantités totales du Pétrole Brut de la


Zone Contractuelle d'Exploitation vendues par le Contractant au Point de


Livraison, au cours du Trimestre concerné.








39.1.3 Le Prix du Marché Départ Champ applicable aux opérations réalisées au cours d'un


Trimestre donné devra être communiqué à l'Etat dans un délai de quinze (15) Jours à


compter de la fixation du Prix du Marché se rapportant au Trimestre concerné. Le Prix du


Marché est fixé comme indiqué au Paragraphe 39.2.


39.1.4 Les Coûts de Transport dont il est fait référence ci-dessus comprendront tous frais de


transport, de manutention, de stockage, de chargement et, le cas échéant, de traitement, ainsi


que tous autres frais, tarifs, taxes et autres charges, de quelque nature qu'ils soient, supportés


par le Contractant à l'occasion du transport du Pétrole Brut depuis les Points de Mesurage


jusqu'aux Points de Livraison, y compris les frais exposés à l'occasion du transport à travers


des états étrangers lorsque les Points de Livraison sont situés à l'extérieur de la République


du Niger, et à l'exception des frais de commercialisation du Pétrole Brut.


39.1.5 En cas de commercialisation de Gaz Naturel, l'Etat et le Contractant se concerteront dans le


cadre du Comité de Gestion pour fixer le prix du Gaz Naturel.


39.2 Prix du Marché


39.2.1 Le Prix du Marché est le prix de vente unitaire du Pétrole Brut au Point de Livraison exprimé


en Dollars par Baril. Il est déterminé conformément aux dispositions du présent Paragraphe


39.2. Un Prix du Marché commun à l'ensemble des entités composant le Contractant sera


déterminé pour chaque Trimestre, pour chaque Autorisation Exclusive d'Exploitation et


pour chaque Point de Livraison.


39.2.2 Dans le cas où les ventes à des acheteurs indépendants représentent cinquante pour cent


(50%) ou plus des quantités de Pétrole Brut de la Zone Contractuelle d'Exploitation vendues


par le Contractant au cours d'un Trimestre considéré à un Point de Livraison donné, le Prix


du Marché applicable au cours de ce Trimestre sera égal à la moyenne pondérée des prix


obtenus au cours dudit Trimestre par le Contractant pour le Pétrole Brut de la Zone














90


Contractuelle dans les contrats de vente à des acheteurs indépendants audit Point de


Livraison.


Si les ventes à des acheteurs indépendants représentent moins de cinquante pour cent (50%)


des quantités de Pétrole Brut de la Zone Contractuelle d'Exploitation, vendus par le


Contractant au cours d'un Trimestre considéré à un Point de Livraison donné, le Prix du


Marché applicable au cours de ce Trimestre sera la moyenne pondérée :


(a) de la moyenne pondérée des prix obtenus auprès d'acheteurs indépendants au


cours du Trimestre en question, si, au cours de ce Trimestre audit Point de


Livraison, des ventes de Pétrole Brut de la Zone Contractuelle d'Exploitation


concernée ont effectivement été réalisées au profit d'acheteurs indépendants ;


(b) et de la moyenne des prix auxquels des Pétroles Bruts, de densité et de qualité


similaires à celles du Pétrole Brut de la Zone Contractuelle d'Exploitation, ont été


vendus sur le marché international au cours du Trimestre en question, dans des


conditions commerciales comparables aux ventes entre acheteurs et vendeurs


indépendants. Les prix des Pétroles Bruts de référence seront ajustés pour tenir


compte des différences de qualité, quantité, transport et conditions commerciales.


Pour les besoins du calcul de la moyenne pondérée applicable dans le cas où les ventes


entre acheteurs indépendants représentent moins de cinquante pour cent (50%) des


quantités de Pétrole Brut de la Zone Contractuelle d'Exploitation vendues par le Contractant


au Point de Livraison, le poids proportionnel de chacune des moyennes mentionnées aux


points (a) et (b) ci-dessus est déterminé comme suit :


o poids proportionnel de la moyenne visée au point (a) : le pourcentage en volume que


représentent les ventes faites au titre du point (a) dans le total des ventes du Pétrole


Brut de la Zone Contractuelle pour le Trimestre en question audit Point de


Livraison ;


o poids proportionnel de la moyenne visée au point (b) : un (1) moins le poids


proportionnel de la moyenne visée au point (a).


A défaut de vente à des acheteurs indépendants au Point de Livraison donné, le Prix du


Marché applicable au cours du Trimestre audit Point de Livraison sera calculé uniquement


sur la base de la moyenne prévue au point (b) du présent Paragraphe 39.2.2.


39.2.3 Au sens du présent Article, les ventes à des acheteurs indépendants excluent les transactions


suivantes :


(a) les ventes dans lesquelles l'acheteur est une Société Affiliée au vendeur, ainsi que


les ventes entre les entités composant le Contractant ;


(b) les ventes sur le marché intérieur nigérien, y compris celles destinées à satisfaire


les besoins de la consommation intérieure en Pétrole Brut dans les conditions


prévues à l’Article 19 ;


(c) les ventes comportant une contrepartie autre qu'un paiement en devises, tels que


contrats d'échange, ventes d'état à état, et ventes motivées, en tout ou partie, par


des considérations autres que les pratiques économiques usuelles dans les ventes


de Pétrole Brut sur le marché international.


39.2.4 Le Prix du Marché est déterminé paritairement par le Contractant et l'Etat pour chaque


Trimestre et Point de Livraison, suivant les modalités prévues ci-après :





"A








91


 (a) dans les trente (30) Jours qui suivent la fin de chaque Trimestre, l'Etat et le


Contractant se rencontrent afin de déterminer d'un commun accord et pour chaque


qualité de Pétrole Brut produit, le Prix du Marché pour le Trimestre écoulé pour


un Point de Livraison donné. A cette occasion, chaque Partie soumet à l'autre toute


information et tout élément pertinents se rapportant :





(1) d'une part et de manière générale, à la situation et l'évolution


des prix de vente de l'ensemble des Pétroles Bruts vendus sur


les marchés internationaux ;





(2) d'autre part et de manière spécifique, à la situation et


l'évolution des prix pratiqués sur ces marchés pour les Pétroles


Bruts de la Zone Contractuelle d’Exploitation et pour les


Pétroles Brut de qualités similaires au Pétrole Brut de la Zone


Contractuelle.





(b) si, au cours de cette réunion, un accord unanime ne peut être obtenu, les Parties


se rencontrent à nouveau en apportant toute information complémentaire utile


relative à l'évolution des prix des Pétroles Bruts visés au (a) ci-dessus, afin


d'obtenir une décision unanime avant la fin du deuxième mois suivant la fin du


Trimestre considéré.





(c) en cas de désaccord persistant des Parties sur la détermination du Prix du Marché


dans les quatre-vingt-dix (90) Jours suivant la fin du Trimestre, le différend sera


considéré comme un différend de nature technique que les Parties pourront


soumettre à la Procédure d'Expertise. L'expert devra déterminer le Prix du Marché


conformément aux stipulations de ce Paragraphe 39.2 et dans un délai de trente


(30) Jours à compter de sa nomination.





39.2.5 Pour les besoins de la gestion du Contrat, le Contractant utilisera en tant que de besoin un


Prix du Marché provisoire, qui sera le Prix du Marché le plus récent déterminé paritairement


pour chaque qualité de Pétrole Brut et qu'il appliquera jusqu'à la détermination du Prix du


Marché pour le Trimestre et le Point de Livraison concernés. Ce prix provisoire est porté à


la connaissance de l'Etat.











Article 40. DE LA REDEVANCE AD VALOREM


Le Contractant est tenu de verser à l'Etat une redevance sur la Production Nette dite


"Redevance Ad Valorem", à un taux de :


(a) Treize pour cent (13%) dans le cas du Pétrole Brut ; et


(b) Deux et demi pour cent (2,5%) dans le cas du Gaz Naturel.








Article 41. DE LA RECUPERATION DES COUTS PETROLIERS


41.1 Financement des Coûts Pétroliers





Le Contractant assure le financement de l'intégralité des Coûts Pétroliers.














4+


pi








92


41.2 Remboursement des Coûts Pétroliers


41.2.1 Le remboursement des Coûts Pétroliers s'effectuera par Zone Contractuelle d'Exploitation,


sans préjudice des dispositions de ce Contrat concernant le remboursement des Coûts


Pétroliers afférents aux Opérations de Recherche. Dès le démarrage de la production de


Pétrole Brut sur une Zone Contractuelle d'Exploitation, le Contractant commencera à


récupérer sa part des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations d’Exploitation et aux


Opérations de Développement relatifs à ladite zone ainsi que la part des Coûts Pétroliers


afférents aux Opérations de Recherche en recevant, chaque Trimestre, une quantité


d'Hydrocarbures appelée "Cost Oil". Cette quantité est déterminée comme suit :


(a) une part de la Production Nette, nette de la Redevance ad Valorem, provenant de


toute Zone Contractuelle d'Exploitation au cours du Trimestre sera affectée au


remboursement (i) des Coûts Pétroliers afférents aux Opérations d’Exploitation,


y inclus les coûts afférents aux Opérations de Développement et les Coûts des


Travaux d’Abandon, effectivement supportés par le Contractant relativement à la


Zone Contractuelle d'Exploitation concernée au cours du Trimestre ou des


Trimestres précédents, d’une part, et (ii) des Coûts Pétroliers afférents aux


Opérations de Recherche d’autre part, dans la mesure, s’agissant des Coûts


Pétroliers des Trimestres précédents, ou ceux-ci ont été reportés conformément


aux stipulations de l’alinéa (b) du présent Paragraphe 41.2.1. Cette quantité ne


peut excéder le Cost Stop qui représente soixante-dix pour cent (70%) de la


Production Nette d'Hydrocarbures, nette de la Redevance ad Valorem ;


(b) si au cours d’un Trimestre, les Coûts Pétroliers non encore récupérés par le


Contractant dépassent la valeur de la quantité d'Hydrocarbures pouvant être


retenue par celui-ci telle qu'indiquée à l’alinéa (a) du présent Paragraphe 41.2.1,


le surplus ne pouvant être récupéré dans le Trimestre sera reporté sur les


Trimestres suivants jusqu'à récupération totale ou expiration du présent Contrat.


41.2.2 Les valeurs du Cost Oil seront déterminées en utilisant le Prix du Marché Départ Champ


pour chaque qualité d'Hydrocarbures.


41.2.3 Le remboursement des Coûts Pétroliers pour chaque Trimestre au titre de chaque Zone


Contractuelle d'Exploitation s'effectuera selon l'ordre de priorité des catégories suivantes :


(a) les coûts des Opérations de Production ;


(b) les coûts des Opérations de Développement ;


(c) les coûts des Opérations de Recherche, exposés antérieurement à la date


d’attribution de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation relative à une telle Zone


Contractuelle d’Exploitation, à condition qu'ils n'aient pas été inclus expressément


dans les Coûts Pétroliers en rapport avec une autre Zone Contractuelle


d'Exploitation ou expressément reportés pour être inclus dans les Coûts Pétroliers


en rapport avec une éventuelle et future Zone Contractuelle d'Exploitation ;


(d) les Coûts des Travaux d’Abandon.








41.2.4 Dans chaque catégorie, les coûts seront récupérés selon la méthode du "premier entré,


premier sorti".

















93


Article 42. DU PARTAGE DE LA PRODUCTION


42.1 Profit Oil


La Production Nette de chaque Zone Contractuelle d'Exploitation, déduction faite de la


Redevance ad Valorem et de la part prélevée au titre du Cost Oil déterminée conformément


aux stipulations de l'Article 41 est appelée "Profit Oil" dans ce Contrat. Le Profit Oil est


partagé entre l'Etat et le Contractant conformément aux stipulations du Paragraphe 42.2.


42.2 Règles de partage du Profit Oil


42.2.1 La détermination de la part revenant à chacune des Parties au titre du Profit Oil est effectuée


chaque Trimestre, Afin de déterminer cette part pour un Trimestre considéré, le Contractant


détermine, au plus tard trente (30) Jours à compter du début de ce Trimestre, pour chaque


Zone Contractuelle d'Exploitation, la valeur du Facteur-R dudit trimestre. Cette valeur du


Facteur-R correspond au rapport entre :


(a) d'une part, au numérateur :


(1) le cumul de la valeur, au Prix du Marché Départ Champ applicable pour


chaque Trimestre depuis le début de la production, de la part de Pétrole


Brut et, le cas échéant, de la part de Gaz Naturel revenant au Contractant


au titre du Cost Oil et du Profit Oil du Trimestre considéré, depuis la date


d'attribution de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation jusqu'au dernier


Jour du Trimestre précédent le Trimestre pour lequel le Facteur-R est


déterminé ;


(2) diminuée du cumul des coûts des Opérations de Production et des Coûts


des Travaux d’Abandon exposés par le Contractant depuis la date


d'attribution de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation jusqu'au dernier


Jour du Trimestre précédent le Trimestre pour lequel le Facteur-R est


déterminé ;


(b) d'autre part, au dénominateur :


(1) le cumul des coûts des Opérations de Développement de la Zone


Contractuelle d'Exploitation concernée, exposés par le Contractant depuis


la date d'attribution de l'Autorisation Exclusive d'Exploitation jusqu'au


dernier Jour du Trimestre précédent le Trimestre pour lequel le Facteur-R


est déterminé ;


(2) augmenté du cumul des coûts des Opérations de Recherche affectés,


conformément à l’Article 41 ci-dessus, à ladite Zone Contractuelle


d’Exploitation.


Pour le premier Trimestre à compter de la date de début de la production commerciale


d'Hydrocarbures, le Facteur-R sera considéré comme inférieur ou égal à 1.


42.2.2 Le partage du Profit Oil entre l'Etat et le Contractant pour un Trimestre donné varie dans


les conditions décrites au tableau ci-dessous, en fonction de la valeur du Facteur-R calculée


conformément aux stipulations du Paragraphe 42.2.1 et communiquée à l'Etat au plus tard


trente (30) Jours après le début dudit Trimestre :


 Facteur ---R Inférieur ou Compris entre Compris entre Compris Supérieur à


égal à 1 1 et 1,5 1,5 et 2 entre 2 et 2,5








2,5


Part du


Contractant 60% 59% 58% 57% 50%


dans le Profit


Oil


Part de l’Etat


dans le Profit 40% 41% 42% 43% 50%


Oil





42.3 Procedure d'Expertise


Les différends liés au calcul du Facteur-R peuvent être soumis à la Procédure d'Expertise.








Article 43. DE LA LIQUIDATION ET DU PAIEMENT DE LA REDEVANCE AD


VALOREM ET DE LA PART DE PROFIT OIL REVENANT A L'ETAT


43.1 Méthode de paiement de la Redevance Ad Valorem et du Tax Oil


La Redevance ad Valorem et le Tax Oil seront payables, pour tout ou partie, soit en espèces,


soit en nature.


Le choix du mode de paiement de la Redevance ad Valorem et du Tax Oil est notifié au


Contractant par l'Etat, au moins quatre-vingt-dix (90) Jours avant la date de début de la


production commerciale d'Hydrocarbures.


Ce choix demeurera valable aussi longtemps que le Contractant n'aura pas reçu de l'Etat


une nouvelle notification qui devra être faite avec un préavis d'au moins cent quatre-vingt


(180) Jours.


Si ce choix n'est pas notifié dans les délais impartis, la totalité de la Redevance ad Valorem


et du Tax Oil sera versée en espèces.


43.2 Relevé de la production mensuelle


Au plus tard le quinze (15) de chaque mois, le Contractant notifiera à l'Etat, avec toutes


justifications utiles, un relevé de la production du mois précédent faisant ressortir les


informations suivantes :


(a) la Production Nette et les quantités d'Hydrocarbures utilisées pour les Opérations


Pétrolières (consommation propre) ;


(b) les caractéristiques techniques de chaque qualité des Hydrocarbures extraits ;


(c) les quantités d'Hydrocarbures affectées au paiement de la Redevance Ad Valorem


due à l'Etat mesurées au Point de Mesurage ;


(d) les quantités d'Hydrocarbures affectées au remboursement des Coûts Pétroliers au


titre du Cost Oil mesurées au Point de Mesurage ;


4? p?


95


(e) les quantités d'Hydrocarbures affectées à chaque Partie au titre du partage du


Profit Oil mesurées au Point de Mesurage ;


(f) les quantités d'Hydrocarbures délivrées aux Points de Livraison ;


(g) les cours de clôture du Brent pour chaque jour de cotation du mois.


Le relevé précisera séparément les quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel et la situation


des quantités et valeurs de chacun de ces Hydrocarbures au début et à la fin du mois


concerné.


43.3 Paiement en espèces de la Redevance Ad Valorem et du Tax Oil


43.3.1 Lorsque la Redevance ad Valorem et la part de Profit Oil revenant à l'Etat sont perçues en


espèces, elles sont liquidées mensuellement, à titre provisoire, et trimestriellement, à titre


définitif.


43.3.2 Le Contractant versera le montant provisoire de la Redevance Ad Valorem, dans les dix


(10) Jours suivant la notification du relevé mentionné au Paragraphe 43.2, sur la base des


quantités précisées à l’alinéa (c) du Paragraphe 43.2, multipliées par le Prix du Marché


Départ Champ.


Le Contractant versera le montant provisoire de la part de Tax Oil, dans les dix (10) Jours


suivant la notification du relevé mentionné au Paragraphe 43.2, sur la base :


(a) des quantités précisées à l’alinéa (e) du Paragraphe 43.2, multipliées par le Prix


du Marché Départ Champ ; et


(b) de la valeur du Facteur-R.


Dans le cas spécifique du Pétrole Brut :


(1) dans l'attente du calcul du Prix du Marché Départ Champ pour un


Trimestre donné, la Redevance ad Valorem et la part de Profit Oil


revenant à l'Etat dues à titre provisoire, seront payées sur la base d'un


Prix du Marché Départ Champ provisoire correspondant au Prix du


Marché Départ Champ le plus récent arrêté conformément au


Paragraphe 39.1 ;


(2) suite à la notification à l'Etat du calcul du Prix du Marché Départ


Champ pour le Trimestre considéré, le Contractant notifie à l'Etat


l'état définitif de liquidation de la Redevance ad Valorem et la part


de Profit Oil revenant à l'Etat, déduction faite des sommes versées à


titre provisionnel. Si le solde, après liquidation, de l'un de ces droits


révèle un trop perçu au profit de l'Etat, son montant est imputé au


droit ultérieur identique, jusqu'à épuisement. Si le solde après


liquidation d'un de ces droits révèle un moins perçu au détriment de


l'Etat, le Contractant en effectue le versement dans les quinze (15)


Jours qui suivent la date de notification à l'Etat de l'état définitif de


liquidation.


43.4 Paiement en nature de la Redevance Ad Valorem et du Tax Oil


Lorsque la Redevance Ad Valorem et le Tax Oil sont perçus en nature, le Contractant met


à la disposition de l'Etat, aux Points de Mesurage, les quantités de Pétrole Brut dues au titre


(, K








96


de cette Redevance Ad Valorem et de cette part de Profit Oil revenant à l’Etat. L’Etat peut


demander à ce que lesdites quantités soient mises à sa disposition à un Point de Livraison,


si celui-ci est un des Points de Livraison usuels du Contractant. Dans ce cas et si l’Etat le


demande, le Contractant transportera et livrera lesdites quantités à l'Etat. L'Etat supporte


les Coûts de Transport calculés comme indiqué au Paragraphe 39.1.4, relativement à ces


quantités.


Sauf accord contraire des Parties et sous réserve des dispositions du Paragraphe 17.7, les


quantités mentionnées au présent Paragraphe 43.4 sont mises à la disposition de l'Etat sur


une base mensuelle.


43.5 Relevé Trimestriel


Aux fins d'application du présent Article et des Articles 39, 40, 41 et 42 le Contractant


préparera et transmettra à l'Etat, au plus tard trente (30) Jours après la fin de chaque


Trimestre, un état contenant les calculs de la valeur de la production totale du Trimestre


précédent.


Cet état contiendra, pour le Trimestre considéré, les informations suivantes :


(a) la Production Nette ;


(b) les quantités de Pétrole Brut utilisées pour les Opérations Pétrolières


(consommation propre) ;


(c) les quantités de Pétrole Brut vendues pour satisfaire les besoins de la


consommation intérieure ;


(d) les quantités de Pétrole Brut vendues par le Contractant aux personnes autres que


des acheteurs indépendants, tels que définis au Paragraphe 39.2, ainsi que les prix


pratiqués et les recettes réalisées, pour chacune de ces quantités vendues ;


(e) les quantités de Pétrole Brut vendues par le Contractant aux acheteurs


indépendants, tels que définis au Paragraphe 39.2, ainsi que les prix pratiqués et


les recettes réalisées pour chacune de ces quantités ;


(f) la quantité et la valeur du Pétrole Brut en inventaire à la fin du Trimestre qui


précède le Trimestre concerné ;


(g) la quantité et la valeur du Pétrole Brut en inventaire à la fin du Trimestre


concerné ;


(h) les cours de clôture du Brent pour chaque jour de cotation du Trimestre ;


(i) toute information en possession du Contractant concernant le prix des Pétroles


Bruts de qualités similaires, vendus sur les marchés internationaux.


Cet état fournira, le cas échéant, les mêmes informations en ce qui concerne le Gaz Naturel.


43.6 Remplissage


Le Contractant ne commencera à payer la Redevance Ad Valorem qu’à compter du


remplissage du Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisation. Le Système de


Transport des Hydrocarbures pas Canalisations sera présumé rempli une fois pour toute dès


que du Pétrole Brut s’écoulera au Point de Livraison. Le volume nécessaire au remplissage


du Système de Transport des Hydrocarbures par Canalisations (le « Volume de


Remplissage ») sera indiqué dans le relevé de la production mensuelle prévu au Paragraphe


43.2 correspondant au mois au cour duquel le Système de Transport des Hydrocarbures par


Canalisations sera réputé rempli.


Article 44. DES ENGAGEMENTS LIES A LA FORMATION DES AGENTS DU


MINISTERE CHARGE DES HYDROCARBURES


44.1 Contribution du Contractant à la formation et au perfectionnement


Le Contractant contribuera à la formation et au perfectionnement des agents du Ministère


en charge des Hydrocarbures suivant les modalités ci-après :


(a) Le Contractant s'engage à supporter, pour chaque Année Civile et jusqu’à la fin


de l'Autorisation Exclusive de Recherche des dépenses à concurrence de deux cent


cinquante mille (250 000) Euros au titre du plan annuel de formation. Cette


somme, due à l’Etat, sera payée au plus tard à la date d’exigibilité du Bonus de


Signature, puis à chaque date anniversaire de la signature du Contrat, suivant les


modalités prévues au Paragraphe 44.2 ci-après ;


(b) Dès l'octroi au Contractant de toute Autorisation Exclusive d’Exploitation le


Contractant s'engage à supporter, pour chaque Année et par Zone Contractuelle


d’Exploitation, des dépenses à concurrence de trois cent mille (300 000) Euros au


titre du plan annuel de formation. Cette somme sera due au plus tard trente (30)


Jours à compter de la date du Décret d’Octroi, puis à chaque date anniversaire du


Décret d’Octroi, suivant les modalités prévues au Paragraphe 44.2 ci-après.


44.2 Modalités de la contribution


Le Contractant paiera les dépenses mentionnées au Paragraphe 44.1 sur un Compte Agréé


Trésor Public dont les coordonnées lui seront communiquées au plus tard huit (8) Jours


Ouvrables avant la date d’échéance du paiement concerné telle que stipulée au Paragraphe


44.1. Cependant si le Ministère en charge des Hydrocarbures, en fait la demande le


Contractant paiera les dépenses mentionnées au Paragraphe 44.1 directement aux


prestataires chargés par l'Etat de réaliser tout ou partie du plan annuel de formation, sous


réserve du respect de la procédure prévue au Paragraphe 60.7.


Article 45. DE L’ASSISTANCE JURIDIQUE ET FINANCIERE AU MINISTERE


CHARGE DES HYDROCARBURES


45.1 Contribution du Contractant à l’assistance juridique et financière


Le Contractant contribuera au financement d’une assistance juridique et financière au


bénéfice du Ministère en charge des Hydrocarbures suivant les modalités ci-après :


(a) Le Contractant s'engage à supporter, pour chaque Année et jusqu’à la fin de


l'Autorisation Exclusive de Recherche des dépenses à concurrence de deux cent


cinquante mille (250 000) Euros. Cette somme sera due au plus tard à la date


d’exigibilité du Bonus de Signature, puis à chaque date anniversaire de la


signature du Contrat ;


(b) Dès l'octroi au Contractant de toute Autorisation Exclusive d’Exploitation le


Contractant s'engage à supporter, pour chaque Année et par Zone Contractuelle





* p>


98


d’Exploitation, des dépenses à concurrence de trois cent mille (300 000) Euros.


Cette somme sera due au plus tard trente (30) Jours à compter de la date du Décret


d’Octroi, puis à chaque date anniversaire du Décret d’Octroi.


45.2 Modalités de la contribution


Le Contractant paiera les dépenses mentionnées au Paragraphe 45.1 sur un Compte Agréé


Trésor Public dont les coordonnées lui seront communiquées au plus tard huit (8) Jours


Ouvrables avant la date d’échéance du paiement concerné telle que stipulée au Paragraphe


45.1. Cependant si le Ministère en charge des Hydrocarbures, en fait la demande, le


Contractant paiera les dépenses mentionnées au Paragraphe 45.1, directement aux


prestataires chargés par l'Etat de réaliser tout ou partie de l’assistance juridique et


financière, sous réserve du respect de la procédure prévue au Paragraphe 60.7.


46. DE LA RESPONSABILITE SOCIETALE DES ENTREPRISES


46.1 Programme social au titre de l’Autorisation Exclusive de Recherche


A titre d’aide aux populations locales, le Contractant s’engage à financer des programmes


sociaux en concertation avec les autorités locales du lieu de réalisation des Opérations


Pétrolières pour un montant de trente raille (30 000) Dollars par an jusqu’à la fin de


l’Autorisation Exclusive de Recherche.


46.2 Elaboration d’un Programme Pétrolier de Développement Communal (PPDÇ)


et d’un Programme Pétrolier de Développement Régional (PPDR)


Préalablement au dépôt d’une demande d’attribution de toute Autorisation Exclusive


d’Exploitation, le Contractant soumet :


• au maire de chacune des communes concernées, un projet de PPDC, élaboré sur la


base des orientations stratégiques et des objectifs du Plan de Développement


Communal ;


• au président de chacun des conseils régionaux concernés, un projet de PPDR,


élaboré sur la base des orientations stratégiques et des objectifs du Plan de


Développement Régional.


Le projet de PPDC et le projet de PPDR s’inscrivent dans le cadre des programmes


d’opérations pluriannuelles respectivement du Plan de Développement Communal ou du


Plan de Développement Régional et des plans d’actions annuels qui en découlent. Ils


comportent :


(a) l’indication des programmes d’opérations pluriannuels respectivement du Plan de


Développement Communal ou du Plan de Développement Régional et des


programmes d’actions annuels correspondants, auxquels le Contractant envisage


d’apporter son appui technique et financier, étant précisé que les propositions


présentées par le Contractant à cet égard devront être conformes aux objectifs


fixés à l’article 32 du Code Pétrolier ;


(b) les propositions du Contractant quant à l’appui financier et technique, qu’il


envisage d’apporter respectivement à la commune ou à la région dans le cadre de


la mise en œuvre des programmes susvisés ;


(c) les modalités pratiques suivant lesquelles le Contractant apportera son appui


financier et technique à la mise en œuvre des programmes susvisés ;


(d) l’engagement du Contractant à participer au suivi et à l’évaluation de la mise en


œuvre des programmes sélectionnés au titre respectivement du PPDC ou du


PPDR.


Une copie du PPDC et du PPDR transmis aux autorités concernées est adressée au Ministre


chargé des Hydrocarbures.


Les propositions formulées par le Contractant dans le projet visé au présent Article peuvent


porter sur la fourniture d’un appui financier et technique à la réalisation :


(a) d’un ou de plusieurs programmes d’opérations pluriannuels d’ensemble, jusqu’à


l’exécution complète des actions relevant de ce ou de ces programme(s)


d’opérations, auquel cas la durée du PPDC ou du PPDR proposé correspond au


moins à celle du ou des programme(s) pluriannuels concernés ; ou


(b) d’actions inscrites au titre de programmes annuels d’actions relevant de plusieurs


programmes d’opérations pluriannuels, sous réserve que l’ensemble des actions


concernées permette d’atteindre les objectifs visés à l’article 32 du Code Pétrolier.


Dans ce cas, la durée du PPDC ou du PPDR correspond au moins, respectivement,


à celle du Plan de Développement Communal ou à celle du Plan de


Développement Régional.


46.3 Approbation du PPDR


Le projet de PPDR proposé par le Contractant est approuvé par le conseil régional dans un


délai maximum d’un (1) mois à compter de sa date de réception par la région concernée.


Le conseil régional peut proposer des modifications au projet de PPDR proposé par le


Contractant, sous réserve que de telles modifications :


(a) s’inscrivent dans le cadre du Plan de Développement Régional et se rapportent à


des programmes d’opérations pluriannuels et programmes d’actions annuels


figurant dans ce plan ;


(b) n’excèdent pas, du point de vue de leur coût financier, le montant maximum de


l’enveloppe budgétaire convenu au Paragraphe 46.4.


46.4 Mise en œuvre du PPDR


L’appui technique du Contractant à l’exécution du PPDR est effectué notamment dans le


cadre d’un comité de gestion créé par décision du conseil régional dans un délai maximum


d’un mois à compter de l’octroi de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation. Un agent du


Ministère en charge des Hydrocarbures participe audit comité.


Le montant du par le Contractant au titre de l’ensemble des PPDR s’élèvera à deux cent


mille (200 000) Dollars par an, pour une production inférieure ou égale à cinquante mille


(50 000) Barils/jour et à cinq cent mille (500 000) Dollars par an, pour une production


supérieure à cinquante mille (50 000) Barils/jour. Le montant de deux cent mille (200 000)


ou cinq cent mille (500 000) Dollars par an sera réparti équitablement entre chaque PPDR.


Le Contractant paiera les sommes dues au titre de chaque PPDR directement aux


prestataires en charge de la réalisation de tout ou partie des projets du PPDR sur présentation


des factures transmises par le comité de gestion.














100


 46.5 Approbation du PPDC


Le projet de PPDC proposé par le Contractant est approuvé par le conseil municipal dans








un délai maximum d’un (1) mois à compter de sa date de réception par la commune


concernée.


Le conseil municipal peut proposer des modifications au projet de PPDC proposé par le


Contractant, sous réserve que de telles modifications :


(a) s’inscrivent dans le cadre du Plan de Développement Communal et se rapportent


à des programmes d’opérations pluriannuels et programmes d’actions annuels


figurant dans ce plan ;


(b) n’excèdent pas, du point de vue de leur coût financier, le montant maximum de


l’enveloppe budgétaire convenu au Paragraphe 46.6.


46.6 Mise en œuvre du PPDC


L’appui technique du Contractant à l’exécution du PPDC est effectué notamment dans le


cadre d'un comité de gestion créé par arrêté municipal dans un délai maximum d’un mois


à compter de l’octroi de l’Autorisation Exclusive d’Exploitation. Un agent du Ministère en


charge des Hydrocarbures participe audit comité.


Le montant du par le Contractant au titre de l’ensemble des PPDC s’élèvera à trois cent


mille (300 000) Dollars par an, pour une production inférieure ou égale à cinquante mille


(50 000) Barils/jour et à un million (1 000 000) Dollars par an, pour une production


supérieure à cinquante mille (50 000) Barils/jour. Le montant de trois cent mille (300 000)


ou un million (1 000 000) Dollars par an sera réparti équitablement entre chaque PPDC.


Le Contractant paiera les sommes dues au titre de chaque PPDC directement aux


prestataires en charge de la réalisation de tout ou partie des projets du PPDC sur présentation


des factures transmises par le comité de gestion.








Article 47. DE LA REDEVANCE SUPERFICIAIRE


47.1 Barème de la taxe superficiaire





Le Contractant est soumis au paiement d’une redevance superficiaire annuelle calculée


selon le barème ci-après (en Francs CFA) :





(a) Autorisation Exclusive de Recherche :


• Période Initiale : 500F/km2/an


• Première Période de Renouvellement: 1 500F/km2/an





• Deuxième Période de Renouvellement : 2 500F/km2/an





• Période de Prorogation : 5 000F/km2/an











(b) Autorisation Exclusive d'Exploitation :











101


 • Période Initiale : 1 500 000F/km2/an





• Période de Renouvellement : 2 000 000F/km2/an








47.2 Liquidation et recouvrement


La redevance superficiaire est liquidée annuellement sur la base de la situation au 1er


janvier de l'année en cours. Elle est payée au Trésor Public au plus tard le 28 février de


l’année concernée.








Article 48. DU PRELEVEMENT EXCEPTIONNEL SUR LES PLUS-VALUES DE


CESSION


48.1 Principe de l'imposition


Le Contractant et chacune des entités le composant n'est soumis au paiement d'aucun impôt


direct sur les bénéfices à raison de ses Opérations Pétrolières en plus de la Redevance Ad


Valorem et du Tax Oil. Toutefois, par exception à ce principe, chaque plus-value résultant


de la cession d’une Autorisation ou d’une Participation dans une telle Autorisation (la


"Plus-Value de Cession"), réalisée par le Contractant ou toute entité le constituant (le


"Cédant"), est soumise à un prélèvement exceptionnel de vingt-cinq pour cent (25%)


Les dispositions du présent Article 48 ne sont pas applicables aux plus-values de cession


des matériels, équipements et autres biens affectés à la réalisation des Opérations


Pétrolières.


48.2 Détermination de la plus-value taxable


48.2.1 La Plus-Value de Cession qui sert de base au prélèvement exceptionnel est la différence


entre :


(a) le prix de cession des éléments d'actif concernés d'une part, et


(b) le prix de revient des éléments d'actif concernés.








48.2.2 Le prix de cession est constitué par le prix effectivement perçu par le cédant, en espèce ou


en nature, déduction faite de tout remboursement d'avances par le Cédant à lui faite par le


Cessionnaire en relation avec l’Autorisation concernée.


Lorsque la cession a notamment pour contrepartie l’engagement du Cessionnaire à financer


tout ou partie des Opérations Pétrolières dont le coût incombe normalement au Cédant au


titre de la Participation résiduelle de ce dernier dans l’Autorisation concernée, la valeur des


engagements ainsi souscrits par le Cessionnaire (le " Paiement en Nature ") n’entre pas


dans la détermination du prix de cession dès lors que ce Paiement en Nature a pour


contrepartie l’affectation au bénéfice du Cessionnaire du Cost Oil destiné à la récupération


des Coûts Pétroliers concernés.


48.2.3 Toutefois, nonobstant les dispositions du Paragraphe 48.2.2, la valorisation financière des


Opérations de Recherche que le Cessionnaire s’engage à réaliser pour le compte du Cédant


est exclue du prix de cession des éléments d’actif, sous réserve que les Opérations de


Recherche concernées soient réalisées à compter de la date de prise d’effet de la cession.











102


48.2.4 Le prix de revient est constitué par la somme des Coûts Pétroliers non encore récupérés à


la date de la cession mais effectivement exposés par le Cédant dans le cadre des Opérations


Pétrolières réalisées en vertu de l’Autorisation ou de la Participation cédée, y compris les


Coûts Pétroliers effectivement exposés mais non récupérables en vertu des stipulations du


Contrat.


Pour les besoins du calcul du prix de revient, la notion de Coûts Pétroliers englobe les coûts


en relation directe avec les Opérations Pétrolières réalisées en vertu de l’Autorisation ou de


la Participation cédée, éventuellement exposés par le Cédant avant la date d’entrée en


vigueur de son Contrat de Partage de Production, y compris notamment les coûts exposés


pour les besoins de la négociation et de la signature de ce Contrat de Partage de Production


et les sommes payées au titre du bonus de signature.


48.3 Liquidation du prélèvement


48.3.1 Lorsque le prix de cession est intégralement payé par tout autre moyen que par un Paiement


en Nature, le prélèvement exceptionnel est payé par le Cédant dans les trente (30) Jours


suivant l'octroi de l'autorisation de la cession.


48.3.2 Sans préjudice des dispositions du Paragraphe 48.2.2, lorsque le prix de cession convenu


est constitué, pour partie d’une somme d’argent et, pour l’autre partie, d’un Paiement en


Nature, le prélèvement exceptionnel est payé suivant les modalités ci-après :





(a) Lorsque la différence entre le montant du paiement par versement d’une somme


d’argent et le prix de revient de l’Autorisation ou de la Participation cédée permet,


à elle seule, de dégager un solde positif :





ce solde positif est soumis au prélèvement exceptionnel dans les


conditions et délais prévus au Paragraphe 48.3.1 ;


le solde de la Plus-Value de Cession réalisée par le Cédant est


soumis au prélèvement exceptionnel à compter du premier


exercice au cours duquel le Cost Oil correspondant aux Coûts


Pétroliers ayant faits l’objet du Paiement en Nature (le " Cost


Oil Paiement en Nature ") est servi au Cédant. Le prélèvement


exceptionnel dû au titre dudit solde est payable au plus tard le


31 mars de l’Année Civile suivant l’Année Civile au cours de


laquelle le Cost Oil Paiement en Nature est servi au Cédant,


dans la limite de 25% du montant de ce Cost Oil, et ce jusqu’à


apurement du montant total du prélèvement exceptionnel.


(b) Lorsqu’il résulte de la différence entre le paiement par versement d’une somme


d’argent et le prix de revient de l’Autorisation ou de la Participation cédée, un


solde négatif ou nul, le prélèvement exceptionnel dû en raison de la plus-value


réalisée par le Cédant est payable à compter du premier exercice au cours duquel


le Cost Oil Paiement en Nature est servi au Cédant, dans les conditions prévues à


l’alinéa (a) ii de ce Paragraphe 48.3.2.


48.3.3 Dans tous les cas, la cession de l’Autorisation ou d’une Participation ne prend effet qu'à


compter du dépôt par le Cédant d'une déclaration relative à la Plus-Value de Cession validée


par l’administration fiscale de la République du Niger et du paiement du prélèvement dû en


application des dispositions des Paragraphes 48.3.1 et 48.3.2 (a) i ci-dessus.























103


48.4 Cession entre Sociétés Affiliées


48.4.1 Nonobstant toute disposition contraire, le prélèvement exceptionnel sur les Plus-Values de


Cession fait l’objet de modalités spécifiques lorsqu’une entité composant le Contractant


cède une Autorisation ou une Participation à un Cessionnaire de droit nigérien qui lui est


affilié (le "Cessionnaire Affilié"). Au sens du présent Paragraphe 48.4, est considéré


comme Cessionnaire Affilié :


(a) d’une part, toute société ayant directement ou indirectement le Contrôle du Cédant


ou étant directement ou indirectement sous le Contrôle dudit Cédant ;


(b) d’autre part, toute société directement ou indirectement sous le Contrôle d’une


société ou de toute autre personne morale ayant directement ou indirectement le


Contrôle dudit Cédant.


48.4.2 Les Plus-Values de Cession réalisées dans le cadre de la cession d’une Autorisation ou


d’une Participation au profit de tout Cessionnaire Affilié bénéficient d’un sursis


d’imposition au titre du prélèvement exceptionnel.


48.4.3 Toute cession ultérieure de l'Autorisation ou de la Participation concernée par toute Société


Affiliée à un Cessionnaire autre qu'un Cessionnaire Affilié donne lieu au paiement du


prélèvement exceptionnel, y compris sur la plus-value réalisée en sursis d’imposition à


l’occasion des cessions entre Sociétés Affiliées.


Article 49. AUTRES DISPOSITIONS FISCALES


49.1 Exonération générale d'imposition


49.1.1 A l’exclusion des droits fixes prévus à l'article 90 du Code Pétrolier, du prélèvement


exceptionnel sur les Plus-Values de Cession tel que défini à l’Article 48, de la Redevance


ad Valorem, de la redevance superficiaire telle que définie à l’Article 47, de la part de Profit


Oil revenant à l’Etat, des droits de timbre et d’enregistrement (sauf exception prévue dans


le Contrat), de la taxe d’abattage des arbres instituée par l’Ordonnance n°92-037 du 21 août


1992 relative à l'organisation de la commercialisation et du transport de bois dans les


grandes agglomérations et la fiscalité qui lui est applicable et des stipulations du Paragraphe


49.4, chaque entité composant le Contractant est exonérée de tous impôts, retenues, droits,


taxes et autres contributions obligatoires :


(a) soit à raison des activités réalisées en application du présent Contrat ;


(b) soit à raison des paiements reçus ou effectués dans le cadre de l'exécution de ce


Contrat.


49.1.2 Cette exonération générale d’impôts, droits, taxes et autres contributions obligatoires


couvre, notamment, sans que cette liste ne soit exhaustive :


(a) 1 ’ impôt minimum forfaitaire ou son équivalent ;


(b) la taxe d’apprentissage ;


(c) la taxe sur certains frais généraux des entreprises ;


(d) la taxe professionnelle ;


(e) 1 ’ impôt sur les bénéfices ;











104


(f) l’impôt sur les distributions de bénéfices ;


(g) les impôts et taxes de quelque nature que ce soit sur les intérêts et autres produits


des sommes empruntées par le Contractant pour les besoins des Opérations


Pétrolières ;


(h) les droits d'enregistrement consécutifs à la constitution des sociétés et aux


augmentations de capital ;


(i) la taxe immobilière sur les biens des personnes morales à condition de construire


un siège dans les cinq (5) premières années à compter de la date de première


production.


49.1.3 Les exonérations visées au présent Article ne s'appliquent pas aux redevances pour services


rendus, notamment la redevance ORTN, les péages routiers et la redevance de chasse.


49.2 Impôt direct sur les bénéfices


49.2.1 La part de Profit Oil revenant à l’Etat au titre du Tax Oil visé à l’article 88 du Code Pétrolier


est l'équivalent de l’impôt direct sur les bénéfices de chaque entité composant le Contractant


provenant des activités réalisées en application du présent Contrat, en proportion de la


participation de chaque entité dans l’Autorisation Exclusive d’Exploitation concernée. Les


déclarations fiscales sont établies en Dollars et fournies par chaque entité composant le


Contractant. Les quitus fiscaux correspondants établis au nom de chaque entité leur seront


remis par l’administration fiscale Nigérienne.


Les dispositions du présent Paragraphe 49.2.1 s’appliquent séparément à chaque entité


composant le Contractant pour l’ensemble des Opérations Pétrolières réalisées au titre du


présent Contrat.


Les dispositions du présent Paragraphe et, d’une manière générale, celles du présent Article


49, ne font pas obstacle à ce que l’administration fiscale de la République du Niger procède,


à l’égard des entités membres du Contractant, au contrôle des déclarations fiscales établies


par ces entités, ainsi qu’à l’ensemble des contrôles fiscaux prévus par les Lois en Vigueur.


49.2.2 Sauf disposition particulière du Code Pétrolier, les bénéfices nets, tels que définis dans le


Code Général des Impôts, que chaque entité composant le Contractant retire de l'ensemble


de ses opérations réalisées sur le territoire de la République du Niger autres que celles


couvertes par le présent Contrat ou y relatives, sont imposables d’après les règles de droit


commun et doivent faire l’objet d'une comptabilité séparée de celle des Opérations


Pétrolières.


493 Taxes sur la Valeur Ajoutée


49.3.1 Les fournitures de biens et les prestations de services de toutes natures, y compris les études,


qui se rapportent à l'exécution des Opérations Pétrolières ou à la mise en place d’un Système


de Transport des Hydrocarbures par Canalisations, sont exonérées de la taxe sur la valeur


ajoutée et de toutes taxes assimilées (y compris toute taxe sur les opérations financières).


Les Sous-traitants du Contractant bénéficient des exonérations prévues au présent


Paragraphe 49.3.


49.3.2 Le bénéfice des exonérations prévues au Paragraphe 49.3.1 est subordonné à


l’accomplissement par le Contractant et les Sous-traitants des formalités prévues par le droit


commun en matière d'exonération de taxes sur la valeur ajoutée.











105


49.3.3 Pour les besoins de l’application des stipulations des Paragraphes 49.3.1 et 49.3.2 ci-dessus,


l’Etat s’engage à, et se porte fort de l’adoption, suivant les modalités prévues par les Lois


en Vigueur relatives aux lois de finances, de dispositions législatives rédigées mutatis


mutandis dans les mêmes termes que ceux desdits Paragraphes 49.3.1 et 49.3.2, dans un


délai maximum de six (6) mois à compter de la Date de Signature.


49.4 Retenue à la source


Le Contractant et chaque entité composant le Contractant demeure soumis à toutes les


obligations d'assiette et de paiement relatives aux impôts et taxes prélevés à la source pour


le compte du Trésor Public et concernant notamment (i) les impôts sur les traitements et


salaires et (ii) les retenues à la source au titre de l’Impôt sur les Bénéfices des Non-résidents


sur les rémunérations versées à des personnes physiques ou morales domiciliées à l'étranger


en rémunération d'une activité professionnelle


Il est précisé, à cet égard, que, les intérêts servis aux Prêteurs dépourvus de domicile fiscal


en République du Niger ne sont pas soumis à la retenue à la source prévue au présent


Paragraphe. De même, en raison de l'exemption générale visée au Paragraphe 49.1, les


sommes versées à titre de dividendes ou autres distributions (y compris versement en


comptes courants) aux Actionnaires du Contractant et des entités qui le composent sont


exempts de tous impôts, retenues, droits, taxes et autres contributions obligatoires.


Les sommes prêtées ou mises à la disposition du Contractant par ses Actionnaires ou


Sociétés Affiliées notamment dans le cadre de conventions de compte courant sont


également exempts de tous impôts, retenues, droits, taxes et autres contributions


obligatoires.











Article 50. DISPOSITIONS DOUANIERES


50.1 Exemptions dans le cadre de l’Autorisation Exclusive de Recherche


Sont admis en franchise de tous droits et taxes d’entrée, y compris toute taxe sur la valeur


ajoutée, à l’exception de la Redevance Statistique, du Prélèvement Communautaire, du


Prélèvement Communautaire de Solidarité et de la Taxe de l’Union Africaine à l’occasion


de leur importation, les produits, véhicules, matériels, matériaux, machines et équipements


destinés, directement, exclusivement et à titre définitif, aux Opérations Pétrolières


effectuées dans le cadre de l’Autorisation Exclusive de Recherche et non disponibles à


l’achat ou à la location sur le territoire de la République du Niger à l’exception des véhicules


de siège, des produits alimentaires, des équipements de bureau, des consommables de


bureau, et tout matériel de fonctionnement courant de bureau dont l’importation demeure


soumise au régime de droit commun.


50.2 Exemptions dans le cadre d'une Autorisation Exclusive d'Exploitation


Les produits, véhicules, matériels, matériaux, machines et équipements destinés,


directement, exclusivement et à titre définitif aux Opérations Pétrolières effectuées dans le


cadre d’une Autorisation Exclusive d’Exploitation et non disponibles à l’achat ou à la


location sur le territoire de la République du Niger, sont, à l’occasion de leur importation,


exonérés de tous droits et taxes d’entrée, y compris toute taxe sur la valeur ajoutée, à


l’exception de la Redevance Statistique, du Prélèvement Communautaire du Prélèvement


Communautaire de Solidarité et de la Taxe de l’Union Africaine pendant les cinq (5)


premières années qui suivent l’octroi de cette Autorisation à l’exception des véhicules de


siège et des produits alimentaires dont l’importation demeure soumise au régime de droit


commun.


p?








V


106


Au-delà de la période de cinq (5) ans visée à l'alinéa précédent, les importations nouvelles


de produits, matériels, matériaux, machines et équipements (importations qui étaient


précédemment exonérées) sont soumises au régime de droit commun.


50.3 Stocks de pièces détachées


Les exonérations prévues aux Paragraphes 50.1 et 50.2 ci-dessus s'étendent aux fournitures,


pièces détachées et parties de pièces détachées, destinées aux véhicules, matériels,


machines et équipements liés directement, exclusivement et à titre définitif aux Opérations


Pétrolières et non disponibles à l’achat ou à la location sur le territoire de la République du


Niger à l’exception des fournitures, pièces détachées et parties de pièces détachées


destinées aux véhicules de siège et des produits alimentaires dont l’importation demeure


soumise au régime de droit commun.


50.4 Régime d'importation temporaire


Les véhicules, matériels, machines et équipements, importés en République du Niger,


affectés aux Opérations Pétrolières sur une Zone Contractuelle et destinés à être réexportés


sont placés sous le régime de l’admission temporaire normal en franchise de tous droits et


taxes d'entrée, y compris les taxes sur la valeur ajoutée à l’exception de la Redevance


Statistique, pendant toute la durée de leur séjour sur le territoire de la République du Niger.


Dans le cas spécifique des aéronefs placés sous un régime suspensif, la Redevance


Statistique est calculée sur la base du montant de la prestation fournie par ledit aéronef.


La réexportation des véhicules, matériels, machines et équipements susmentionnés,


conformément aux dispositions régissant le régime suspensif dont ils bénéficient, ne donne


lieu au paiement d’aucun droit de sortie ou redevance.


Les véhicules, matériels, machines et équipements ayant bénéficié d’un régime suspensif


pour les besoins des Opérations Pétrolières conformément aux dispositions du présent


Paragraphe peuvent, être maintenus sur le territoire national en suspension de droits et taxes


de douanes, à condition que l’intéressé s’engage à les constituer en entrepôt privé particulier


suivant les modalités prévues par la législation douanière en vigueur. Les véhicules,


matériels, machines et équipements ayant été constitués en entrepôt privé qui sont réaffectés


aux Opérations Pétrolières et sont destinés à être réexportés bénéficient des mêmes


dispositions que celles de l’alinéa premier du présent Paragraphe.


50.5 Bénéfice de l'exonération


Les exonérations et régimes suspensifs prévus au présent Article s’appliquent également


aux Sous-traitants.


50.6 Formalités douanières


50.6.1 Pour le bénéfice des exonérations de droits de douanes et de taxes prévues au présent


Article, le Contractant et chaque Sous-traitant remplissent, chacun pour ce qui le concerne,


le certificat d’exonération des taxes perçues en douane.


50.6.2 Les certificats d’exonération remplis par les Sous-traitants doivent être préalablement visés


par le Contractant.


50.6.3 Chaque certificat doit être établi en trois (3) exemplaires accompagné de trois copies. 11


précise, pour chacun des biens qui y figurent :


(a) la nature, les quantités et la valeur prévisionnelles des achats de biens ;








P


107


(b) l’Autorisation à laquelle est destiné chaque bien acquis.


50.6.4 Le certificat d'exonération mentionné au Paragraphe 50.6.1, est visé conjointement par les


services compétents du Ministère en charge des Hydrocarbures et du Ministère en charge


des Finances, dans un délai de quinze (15) Jours à compter de la réception de ce certificat


d'exonération par le Ministère en charge des Hydrocarbures.


A défaut des visas mentionnés au présent Paragraphe50.6.4, le certificat d’exonération


présenté par le Contractant ou le Sous-traitant est considéré comme rejeté.


50.6.5 Le bénéfice du régime suspensif de droits est soumis à l’obtention d’un certificat de mise


en régime suspensif, subordonné au dépôt par le Contractant ou le Sous-traitant,


concomitamment à la remise du certificat d’exonération mentionnée au Paragraphe 50.6.1,


d’un engagement écrit :


(a) d’utiliser les produits, matériels, matériaux, machines et équipements ainsi que les


fournitures, pièces détachées et parties de pièces détachées destinées aux


matériels, machines et équipements pour la réalisation des Opérations Pétrolières ;


(b) de réexporter ou constituer en entrepôt privé particulier suivant les modalités


prévues par la législation douanière en vigueur, les équipements, matériels,


matériaux, machines, engins spéciaux ou non, outillages et appareils en cause


aussitôt que seraient réalisés les travaux ou le chantier pour lesquels ils ont été


introduits au Niger ;


(c) d’abandonner à l’administration des douanes, les équipements, matériels,


matériaux, machines, engins spéciaux ou non, outillages et appareils en cause au


cas où ces derniers ne seraient plus susceptibles d’être réutilisés ;


(d) de déclarer auprès de l’administration des douanes pour la perception éventuelle


de droits, les cas de mise en consommation sur le marché local ou de solliciter


auprès de l’Administration des Douanes, l'affectation à d’autres fins que la


réalisation des Opérations Pétrolières, des équipements, matériels, matériaux,


machines, engins spéciaux ou non, outillages et appareils préalablement acquis


sous le régime suspensif des droits.


Le non-respect des engagements souscrits conformément aux stipulations du présent


Paragraphe 50.6.5, entraîne la déchéance des avantages accordés, la liquidation et le


recouvrement par les autorités compétentes des droits dus, sans préjudices des sanctions et


pénalités prévues par la réglementation fiscale et douanière en vigueur en République du


Niger.


50.7 Mise à la consommation


En cas d'utilisation des biens ayant bénéficié d'exonérations douanières conformément aux


dispositions du présent Contrat à des fins autres que les Opérations Pétrolières sur


l’Autorisation désignée, ou de cession de ces biens à un tiers, le Contractant ou le Sous-


traitant est tenu d'acquitter le montant des droits et taxes prévus par la réglementation


douanière en vigueur sur la base de leur valeur résiduelle arrêtée en accord avec


l'administration des douanes à la date de déclaration de mise à la consommation sans


préjudices des sanctions et pénalités prévues par la réglementation douanière en vigueur en


République du Niger.


Toutefois, le transfert à l'Etat à titre gratuit des biens mentionnés au Paragraphe précédent


ou leur éventuelle cession après transfert à l'Etat ne sera pas considéré comme une mise à








%


108


 la consommation sur le marché local et ne donnera lieu au paiement d’aucun droit de


douane ou redevance ni d’aucun droit de mutation.











50.8 Personnel expatrié


Le personnel expatrié employé par le Contractant et ses Sous-traitants et résidant en


République du Niger bénéficiera de la franchise des droits et taxes grevant 1 ’ importation de


ses effets et objets personnels en cours d'usage à l’exclusion des véhicules automobiles,


qu’ils peuvent importer sous le régime de l’importation temporaire. La réexportation des


dits biens est faite en franchise de tout droit de sortie ou redevance.


50.9 Régime applicable aux Hydrocarbures


La part des Hydrocarbures revenant au Contractant au titre du présent Contrat est exportée


en franchise de tout droit de sortie ou redevance. Elle peut également être vendue sur le


territoire du Niger en franchise de tous impôts, droits, taxes ou redevance quelle qu'en soit


la nature ou la dénomination.


50.10 Régime de droit commun


Sont soumises au régime de droit commun, toutes les importations autres que celles


bénéficiant de l'un des régimes spéciaux prévus au présent Article.


50.11 Facilitation des procédures d'importation et d'exportation


Les importations et exportations sont assujetties à toutes les formalités requises par


l’Administration des Douanes. Toutefois, à la demande du Contractant, d'une des entités le


composant ou des Sous-traitants, et sur proposition du Ministre chargé des Hydrocarbures,


le Ministre chargé des Finances peut, en tant que de besoin, prendre toutes mesures de


nature à accélérer les procédures d'importation ou d’exportation.


A la demande de la Direction Générale des Douanes, le Contractant mettra à la disposition


de cette dernière un local sur la Zone Contractuelle en vue de l’établissement d’un bureau


spécial de dédouanement destiné au dédouanement et à la surveillance des importations.








Article 51. DE LA COMPTABILITE


51.1 Procédure comptable


Le Contractant tient sa comptabilité conformément aux dispositions de la procédure


comptable faisant l’objet de l’Annexe B.


51.2 Comptabilité en devises


Chaque entité composant le Contractant est autorisée à tenir sa comptabilité en Dollars ou


en Euros. De même tous les comptes, livres, relevés et rapports sur la comptabilité des


Coûts Pétroliers seront préparés en français et libellés en Dollars ou en Euros. Les


déclarations fiscales annuelles des résultats sont établies en Dollars ou en Euros. Toutefois,


il est également remis à l'administration fiscale, à titre informatif, des déclarations annuelles


exprimées en Francs CFA. Dans ce cas, les montants figurant dans la déclaration sont


convertis en utilisant le taux de change du Jour de clôture de l’Exercice Fiscal concerné.











/?


4





109


Article 52. DU REGIME DES CHANGES


Chaque entité composant le Contractant est soumise à la réglementation des changes en


vigueur en République du Niger dans les conditions de droit commun.











Article 53. DISPOSITIONS PARTICULIERES AUX SOUS-TRAITANTS


En ce qui concerne les Sous-traitants, le Contractant est soumis à l'obligation de retenue à


la source indiquée au Paragraphe 49.4.


Les Sous-traitants du Contractant qui sont assujettis au paiement de l’impôt direct sur les


bénéfices en application des règles de droit commun, peuvent opter pour le régime de la


retenue à la source prévue au Paragraphe 49.4, en raison des rémunérations qui leurs sont


servies par le Contractant dans le cadre des Opérations Pétrolières. Dans ce cas, le Sous-


traitant doit renoncer expressément à l’imposition suivant les règles de droit commun et


n’est pas tenu de déposer de déclaration statistique et fiscale.


Outre les exonérations dont ils bénéficient conformément aux Paragraphes 49.3 et 50.5, les


Sous-traitants pourront également se prévaloir de toutes les exonérations qui leur sont


normalement applicables selon les Lois en Vigueur et toutes autres lois subséquentes, dont


l’entrée en vigueur serait postérieure à la Date d’Entrée en Vigueur, suivant les limites et


sous les réserves prévues auxdites lois.


 TITRE VII - DISPOSITIONS DIVERSES











Article 54. DE LA SURVEILLANCE ADMINISTRATIVE ET TECHNIQUE ET DU


CONTROLE FINANCIER


54.1 Exercice du droit de surveillance administrative et technique et de contrôle


financier


Le droit de l’Etat en matière de surveillance administrative et technique et de contrôle


financier, visé aux articles 130 à 134 du Code Pétrolier, est exercé soit en faisant appel aux


agents des Ministères concernés ou à ceux de l’Opérateur National, soit par des consultants


mandatés par le Ministre chargé des Hydrocarbures (ci-après dénommés les "Auditeurs").


54.2 Domaine de la surveillance administrative


54.2.1 La surveillance administrative visée au Paragraphe 54.1 a pour objet le contrôle de la


régularité technique de la réalisation des Opérations Pétrolières et notamment des


conditions :


(a) de conservation de tous Gisements ;


(b) du transport des Hydrocarbures ;


(c) de préservation de la sécurité publique, de la sécurité et de l'hygiène de la main


d’œuvre ;


(d) de conservation des édifices, des habitations et des voies de communication ;


(e) de protection de l’Environnement ;


(f) d’usage des sources et nappes aquifères.


54.2.2 L’Etat a en outre le droit de faire examiner et de vérifier, par ses agents ou par des Auditeurs,


les registres et livres des comptes relatifs aux Opérations Pétrolières conformément aux


dispositions de la procédure comptable faisant l’objet de l’Annexe B.


54.3 Droits des agents et Auditeurs


Il est reconnu aux agents de l’Etat et aux Auditeurs mandatés par le Ministre chargé des


Hydrocarbures, le droit, notamment :


(a) de pénétrer et d’inspecter, à tout moment, les sites, bâtiments, installations,


structures, véhicules, navires, aéronefs, matériels, machines et autres équipements


utilisés aux fins des Opérations Pétrolières ;


(b) de se faire remettre, contre récépissé, tous échantillons d’Hydrocarbures, d’eau ou


autres substances, aux fins d’analyses et d’assister aux analyses des mêmes


réalisées dans les locaux du Titulaire ;


(c) d’examiner et de se faire remettre des copies ou extraits de documents, rapports


et autres données relatives aux Opérations Pétrolières;


(d) de procéder à tout examen et enquête nécessaire pour s’assurer du respect des


dispositions de la Législation Pétrolière et du présent Contrat.








111


54.4 Procédures de contrôle


54.4.1 Au moins huit (8) Jours Ouvrables avant le commencement des opérations de surveillance


administrative et technique ou de contrôle financier dans les locaux et sites du Contractant,


l'Etat informe le Contractant de la date du début des dites opérations, de leur objet, de


l'identité des agents de l'Etat ou des Auditeurs mandatés par ce dernier et de la durée des


opérations. Le Contractant peut demander aux agents de l'Etat ou aux Auditeurs mandatés


par ce dernier de présenter leurs pièces officielles d’identification et d’habilitation.


54.4.2 Dans l'exercice de leurs attributions, les agents habilités et les Auditeurs mandatés par l’Etat


devront se conformer aux règles internes et procédures élaborées par le Contractant pour la


gestion de ses établissements durant leur séjour dans ses installations, sans que cette


obligation ne puisse constituer une entrave à leur mission.


54.4.3 Le Contractant prête toute l’assistance nécessaire aux agents habilités et aux Auditeurs


mandatés par l’Etat. Il est tenu de mettre à leur disposition les moyens nécessaires à


l'accomplissement de leur mission conformément aux dispositions du Code Pétrolier et de


son Décret d’Application.


54.4.4 Le Contractant et ses Sous-traitants se soumettent aux mesures justifiées qui peuvent être


notifiées pendant les missions d’inspection ou à la suite de ces missions (y compris


l’installation, à leurs frais, d’équipements en vue de prévenir ou de faire disparaître les


risques de danger que les Opérations Pétrolières feraient courir à la sécurité publique, leur


personnel, l’Environnement, les sites et réserves archéologiques, les réserves classées, les


édifices publiques, les sources et nappes aquifères ainsi que les voies publiques) sous


réserve que les mesures en question aient pu être discutées de façon contradictoire y


compris, le cas échéant, au sein du Comité de Gestion.


54.4.5 Le Contractant est également consulté au préalable sur les modalités d’exécution de ces


mesures. Le Contractant peut soumettre les dites mesures à la Procédure d'Expertise s'il


estime que les mesures en questions ne sont pas justifiées ou adaptées. Le recours à la


Procédure d'Expertise est suspensif.


54.5 Notification en cas d'accident


En cas d’accident grave, le Contractant ou ses Sous-traitants, selon le cas, en informent les


autorités administratives compétentes et le Ministre chargé des Hydrocarbures par tous


moyens et dans les plus brefs délais. Les frais des déplacements sur les lieux de l’accident


desdites autorités et de tous agents désignés à cet effet sont à la charge du Contractant ou


du Sous-traitant concerné.








Article 55. DE LA FORCE MAJEURE


55.1 Principe








Lorsqu'une Partie se trouve dans l'impossibilité d'exécuter ses obligations contractuelles,


ou ne peut les exécuter qu'avec retard, l’inexécution ou le retard n’est pas considéré comme


une violation du présent Contrat s'il résulte d'un cas de Force Majeure, à condition toutefois


que la preuve du lien de cause à effet entre l’empêchement constaté et le cas de Force


Majeure invoqué soit dûment rapportée par la Partie qui allègue la Force Majeure. La Force


Majeure ne peut, en aucun cas, être invoquée par une Partie pour se soustraire à l’une


quelconque des obligations de paiement résultant du présent Contrat.

















112


 55.2 Notion de Force Majeure





Aux termes du présent Contrat, doit être entendu comme cas de Force Majeure, tout


événement imprévisible, irrésistible et extérieur à la Partie qui l’allègue, tel que cause


naturelle, épidémie, tremblement de terre, incendie, inondation, émeute, insurrection,


troubles civils, sabotage, explosion, faits de guerre ou conditions imputables à la guerre,


ayant pour effet d’entraîner l’impossibilité absolue pour la Partie affectée d’exécuter ses


obligations contractuelles. L’intention des Parties est que l’expression Force Majeure


reçoive l'interprétation la plus conforme aux principes et usages du droit international,


notamment celle consacrée par la Commission du Droit International de l’Organisation des


Nations Unies.


55.3 Procédure


55.3.1 Lorsqu'une Partie estime qu'elle se trouve empêchée de remplir une ou plusieurs de ses


obligations contractuelles en raison d'un cas de Force Majeure, elle doit immédiatement


notifier à l'autre Partie cet empêchement et en indiquer les raisons ainsi que les mesures


raisonnablement possibles et nécessaires pour permettre la reprise normale de l’exécution


des obligations affectées par la Force Majeure (« la Notification de Force


Majeure »). Toutefois, l’autre Partie peut notifier à la Partie affectée son désaccord sur


l’existence du cas de Force Majeure alléguée dans un délai maximum de quinze (15) Jours


à compter de la date de la Notification de Force Majeure (la « Notification de Différend de


Force Majeure »). Dès réception de la Notification de Différend de Force Majeure, la Partie


qui l’invoque convoque le Comité de Gestion en vue de statuer conjointement sur ledit


différend, dans un délai de trente (30) Jours à compter de sa notification au Comité de


Gestion. En cas de désaccord persistant, le différend objet de Notification de Différend de


Force Majeure sera résolu conformément à la procédure de règlement des litiges prévue à


l’Article 59. A compter de la réception de la Notification de Force Majeure par l’autre


Partie, cette notification produit les effets stipulés au Paragraphe 55.1 et ce, le cas échéant,


jusqu’au règlement définitif d’un éventuel différend objet de Notification de Différend de


Force Majeure


55.3.2 Dès la cessation de l'évènement constituant le cas de Force Majeure, la Partie affectée doit


prendre toutes dispositions utiles pour assurer dans des délais raisonnables la reprise


normale de l'exécution des obligations affectées. Les obligations autres que celles affectées


par la Force Majeure devront continuer à être remplies conformément aux stipulations du


Contrat.


55.4 Extension des délais


Lorsque, par un cas de Force Majeure, l'exécution de tout ou partie des obligations du


Contrat est retardée, la durée du retard est ajoutée au délai prévu par le Contrat pour


l'exécution des obligations affectées et, le cas échéant, à la durée du Contrat, mais seulement


en ce qui concerne la Zone Contractuelle affectée par le cas de Force Majeure. La durée du


retard est augmentée du délai de réparation du matériel et des installations nécessaires à la


reprise des Opérations Pétrolières lorsque la Partie affectée se trouve dans l’impossibilité


de reprendre les obligations affectées s’il n’est pas procédé à ces réparations.


55.5 Fin du Contrat


Lorsque le cas de Force Majeure dure depuis plus d’un an, les Parties peuvent, par accord


mutuel, convenir de mettre fin au présent Contrat en ce qui concerne la Zone Contractuelle


concernée. Dans ce cas, le Contractant est tenu d’accomplir toutes les opérations prévues


par le Contrat en cas de cessation d’activité à l’intérieur de la Zone Contractuelle sous


réseive que l’exécution de ces opérations ne soit pas empêchée par la Force Majeure.








M


113


Article 56. DES SANCTIONS ET DE LA RESILIATION DUCONTRAT


56.1 Défaillance du Contractant





Au cas où le Contractant commet l'un des manquements énumérés au Paragraphe 56.2 (un


"Manquement") et ne parvient pas à y remédier ou à le réparer dans le Délai de








Remédiation prévu au Paragraphe 56.3, l'Etat sera en droit de résilier l'Autorisation au titre


de laquelle le Manquement est imputé (1"'Autorisation Visée"), conformément et sous


réserve des stipulations du présent Article.


Au sens du présent Article, un Manquement constitue par la défaillance à prendre une action


dans un délai antérieur précis sera considéré comme réparé ou remédié et ne donnera pas


lieu à l’application des sanctions prévues au présent Article si le Contractant prend cette


action à tout moment avant la notification prévue au Paragraphe 56.3 ou pendant le Délai


de Remédiation prévu audit Paragraphe 56.3 (augmenté, le cas échéant, de la durée de la


Procédure d’Expertise ou d'Arbitrage tendant au règlement d’un éventuel différend portant


sur les obligations du Contractant relativement à cette action).


Un Manquement qui, de par sa nature, ne peut être réparé, peut, au choix de l’Etat et sous


réserve que ce Manquement ne soit pas de nature à compromettre définitivement la


poursuite des relations contractuelles, être remédié et de ce fait considéré comme réparé


par le paiement d'une compensation pour dommages directs résultant de ce Manquement


(tel que déterminé à l’Article 59 ou par accord mutuel).


Sans préjudice de ce qui précède, l'État n’aura pas le droit de résilier une Autorisation dans


les cas de Manquements suivants :


(a) s'ils se produisent pendant ou sont consécutifs à un cas de Force Majeure


conformément aux stipulations de l'Article 55 ;


(b) s’ils sont la conséquence d’un manquement de l'Etat dans l'exécution de ses


obligations telles qu'elles sont prévues dans le Contrat.


56.2 Cas de Manquements


Les cas de Manquements, sous réserve du Paragraphe 56.1, pouvant donner lieu à la


résiliation de l'Autorisation Visée sont limités aux cas suivants :


(a) les Manquements visés aux Paragraphes 8.1.5, 10.1(c) et 15.1.2 ;


(b) le Contractant arrête les Opérations d'Exploitation pendant une période de quinze


(15) Jours consécutifs, sans que cet arrêt ne soit justifié par un cas de Force


Majeure ou par des raisons techniques, opérationnelles, commerciales ou de


sécurité entérinées par le Comité de Gestion, agissant raisonnablement ;


(c) le Contractant manque de mettre à la disposition de l'Etat dans les délais prévus


au Contrat, la quote-part de la production lui revenant, dans le cas où l'Etat a opté


pour un versement en nature de la Redevance Ad Valorem ou du Tax Oil ;


(d) le Contractant manque à ses obligations relatives au paiement de toute somme


d’argent au bénéfice de l’Etat stipulées dans ce Contrat ;

















114


(e) le Contractant ou une entité composant le Contractant cède des droits et


obligations dans l'Autorisation Visée ou fait l’objet d’un changement de Contrôle,


en violation des stipulations du Contrat ;


(f) à l’exception des fusions, scissions, apports partiels d’actifs ou de toutes autres


formes de restructurations, sous réserve que de telles fusions, scissions, apports


partiels d’actifs ou restructurations ne soient pas contraire aux Lois en Vigueur,


aient été préalablement approuvées par l’Etat lorsqu’une telle approbation est


requise par les dispositions du Contrat ou de la Législation Pétrolière relatives aux


cessions et changements de Contrôle, et n’affectent pas la capacité de l’entité


fusionnée ou restructurée à exécuter les obligations mises à sa charge par le


Contrat, si l’un des événements ci-après survient :


(1) les Actionnaires d'une entité composant le Contractant ou


d’une société qui a le Contrôle d’une entité composant le


Contractant, prennent une résolution en vue de la liquidation


de cette entité ;


(2) une entité composant le Contractant ou une société qui a le


Contrôle d’une entité composant le Contractant dépose son


bilan ;


(3) une entité composant le Contractant ou une société qui a le


Contrôle d’une entité composant le Contractant fait l’objet


d’une procédure collective d’apurement de son passif, sans


préjudice des dispositions du Paragraphe 56.4.1 ci-après ;


(g) tout autre manquement répété et significatif du Contractant à l'une quelconque de


ses obligations essentielles au titre du Contrat, de la Législation Pétrolière ou des


Lois en Vigueur, relatif à l'Autorisation Visée, qui porte atteint à l’ordre public


d’une manière telle que la poursuite des relations contractuelles est définitivement


compromise. En cas de contestation par le Contractant du bien-fondé de l'avis de


l'Etat, le litige sera résolu conformément à la procédure de règlement des litiges


prévue à l'Article 59. Le tribunal arbitral saisit statuera sur ce point en amiable


compositeur et ex aequo et bono.


56.3 Notification


Les Manquements énumérés au Paragraphe 56.2 donnent droit à l’Etat d'entamer la


procédure de résiliation de l'Autorisation Visée par l'envoi d'une mise en demeure adressée


au Contractant et qui indique de manière précise :


(a) les Manquements invoqués pour lesquels la mise en demeure est envoyée ;


(b) l'intention de l'Etat de résilier l'Autorisation Visée si dans le délai prescrit par cette


mise en demeure (le "Délai de Remédiation") qui tient compte de la nature du


Manquement et qui ne peut être inférieur à quarante-cinq (45) Jours, le


Contractant n'a pas entrepris de remédier aux Manquements invoqués. Le délai de


quarante-cinq (45) ci-dessus est exceptionnellement réduit à trente (30) Jours pour


les cas visés aux alinéas (c) et (d) du Paragraphe 56.2 ci-dessus.


 56.4 Retrait





56.4.1 Si le Contractant n'a pas entrepris de remédier au Manquement invoqué dans le délai


imparti, l’Etat peut envoyer une notification de carence et prononcer le retrait de


l'Autorisation Visée, sous réserve de la procédure suivante :


(a) si le Manquement invoqué est de nature technique, le Contractant peut recourir à


la Procédure d'Expertise dans le délai imparti pour remédier au Manquement,


auquel cas le délai pour réparer ce Manquement est suspendu jusqu'à ce que


l'expert rende son avis sur l’existence de ce Manquement ; et


(b) si le manquement est l'un des Manquements visés aux alinéas (e) ou (f) du


Paragraphe 56.2, le Manquement sera considéré comme étant remédié si des


entités composant le Contractant autres que l'entité défaillante s'engagent à


reprendre et à assurer les droits et obligations de l'entité défaillante et justifient


des capacités techniques et financières nécessaires à cet effet. Dans ce cas le


transfert effectif desdits droits et obligations devra être poursuivi avec toute la


diligence requise. Les stipulations du présent alinéa ne peuvent être interprétées


comme constituant une exception ou dérogation à l’application des dispositions


du Contrat prescrivant l’autorisation préalable par l’Etat des cessions ou


changement de Contrôle de toute entité composant le Contractant, notamment


celles de l’Article 31 ci-dessus. La remédiation du Manquement dans les


conditions prévues au présent alinéa ne peut être interprétée comme : (i)


constituant, de la part de l’Etat une approbation implicite ou explicite de la cession


ou du changement de Contrôle intervenu en violation des dispositions du Contrat ;


(ii) étant de nature à conférer au cessionnaire ayant acquis ses droits en violation


des dispositions du Contrat, la qualité d’entité membre du Contractant.


56.4.2 L’Etat n’aura aucun droit de résilier l’un quelconque des droits au titre de l’Autorisation


Visée concernant tout Manquement pour lequel il n’aura pas accordé au Contractant un


délai minimum de quarante-cinq (45) Jours si cela est requis par le Paragraphe 56.3 pour


remédier audit Manquement, sauf dans le cas des Manquements visés aux alinéas (c) et (d)


du Paragraphe 56.2 pour lesquels le délai minimum est de trente (30) Jours.


56.4.3 Sauf stipulation contraire du Contrat, tout Manquement visé aux alinéas (e) ou (f) du


Paragraphe 56.2 ne donnera droit à l’Etat de résilier les droit relatifs à l’Autorisation Visée


qu’en ce qui concerne l’entité constituant le Contractant qui a été à l’origine de ce


Manquement et les droits concernant toutes les autres entités constituant le Contractant ne


seront pas affectés.


56.5 Effets de la Résiliation


56.5.1 La décision de résilier une Autorisation Visée prise au titre du présent Contrat ne saurait


constituer une cause d'exonération ou de réduction de la responsabilité encourue par le


Contractant en vertu du Contrat ou de toute autre Loi en Vigueur.


56.5.2 Le retrait de l'Autorisation Exclusive de Recherche ou de l'une quelconque des


Autorisations Exclusives d'Exploitation régies par le présent Contrat entraîne la résiliation


de plein droit du Contrat mais seulement en ce qui concerne l'Autorisation Visée.


56.6 Règlement des différends


Tout différend portant sur l’existence, la nature ou la matérialité du Manquement invoqué


ou sur le retrait de l'Autorisation Exclusive de Recherche ou de l'une quelconque des


Autorisations Exclusives d'Exploitation et la résiliation du Contrat est susceptible du














116


 recours à l'arbitrage conformément aux stipulations de l'Article 59 ci-dessous et le Délai de


Remédiation ne commencera pas à courir avant le règlement définitif du litige.





56.7 Sanctions


56.7.1 Conformément au Code Pétrolier, le Contractant encourt par ailleurs les sanctions civiles et


pénales prévues par les Lois en Vigueur en cas de violation des Lois en Vigueur, notamment


celles relatives à la protection de l'Environnement et aux établissements classés dangereux,


insalubres ou incommodes. Il ne peut être exonéré de sa responsabilité en raison de la


participation de l'Etat à l'Autorisation Exclusive de Recherche ou à l'Autorisation Exclusive


d'Exploitation concernée, quelle que soit la forme ou la nature juridique de cette


participation.


56.7.2 La constatation des infractions sanctionnées conformément aux dispositions de la


Législation Pétrolière et aux stipulations du présent Article est effectuée en vertu des Lois


en Vigueur.








Article 57. DE LA SOLIDARITE





Sauf stipulation contraire et expresse du présent Contrat, les obligations et responsabilités


des entités composant le Contractant résultant du présent Contrat relativement à chaque


Autorisation, sont conjointes et solidaires.











Article 58. DROIT APPLICABLE ET STABILISATION DES CONDITIONS


58.1 Droit applicable


Il est expressément convenu que pendant toute la durée de validité du présent Contrat, la


Législation Pétrolière, les Lois en Vigueur et le présent Contrat ainsi que les règles


applicables du droit international constituent la loi des Parties sous réserve, (i) en ce qui


concerne les règles conventionnelles du droit international, que celles-ci ne résultent pas


des conventions internationales qui n’ont pas été régulièrement ratifiées par l’Etat et qu’il


soit tenu compte des réserves exprimés par l’Etat dans l’application des conventions


régulièrement ratifiées par l’Etat ; et (ii) en ce qui concerne les autres règles et principes du


droit international, que l’Etat n’ait pas manifesté d’une manière ou d’une autre, avant la


conclusion du Contrat, son intention de ne pas être lié par lesdites règles. Il est convenu que


la clause de stabilisation stipulée au Paragraphe 58.2 ci-après s’applique aux règles,


conventionnelles ou non conventionnelles, du droit international. Toutefois, en cas de


contradiction ou d’incompatibilité entre les dispositions du présent Contrat et celles de la


Législation Pétrolière ou des Lois en Vigueur, les dispositions de la Législation Pétrolière


ou des Lois en Vigueur prévalent.


58.2 Stabilisation


58.2.1 Pendant toute la durée de validité du présent Contrat, l'Etat assure qu'il ne sera pas fait


application au Contractant, sans son accord préalable, d'une modification à la Législation


Pétrolière ou aux Lois en Vigueur ayant pour effet :


(a) d'aggraver, directement ou par voie de conséquence, immédiatement ou à terne,


les obligations et charges imposées au Contractant par les dispositions de la


Législation Pétrolière, des Lois en Vigueur ou les stipulations du présent Contrat ;














117


(b) de porter atteinte aux droits et avantages économiques ou fiscaux du Contractant


résultant de la Législation Pétrolière, des Lois en Vigueur et du présent Contrat.


58.2.2 En cas de changement apporté par l’Etat aux Lois en Vigueur dont l'application au Contrat


aurait pour effet d’en modifier les conditions économiques et financières, les obligations et


charges ainsi que les droits et avantages, les Parties conviendront des modifications à


apporter au présent Contrat afin d’en préserver l'économie. Les modifications à apporter au


Contrat ne pourront en tout état de cause diminuer les droits ou augmenter les obligations


du Contractant tels que convenus à la Date d'Entrée en Vigueur.


58.2.3 A défaut d'accord entre les Parties dans un délai de quatre-vingt-dix (90) Jours à compter


de la date de l’ouverture des négociations en vue de l’adoption des amendements nécessités


par les changements mentionnés dans ce Paragraphe, lesdits changements ne s'appliqueront


pas au Contractant.


58.2.4 Les stipulations des Paragraphes 58.2.1 à 58.2.3 ne sont pas applicables aux modifications


apportées à la législation en vigueur relative au droit social, au droit du travail, à la


protection de l’Environnement et du patrimoine culturel et aux dispositions particulières y


relatives de la Législation Pétrolière, lesquelles s’appliquent mutatis mutandis au présent


Contrat sous réserve qu’elles soient conformes aux règles en usage dans l'industrie


pétrolière internationale. Tout différend sur la conformité de ces modifications aux règles


en usage dans l'industrie pétrolière internationale est réputé être un différend technique.








Article 59. DU REGLEMENT DES DIFFERENDS


59.1 Règlement amiable


Les Parties conviennent de tout mettre en œuvre pour trouver directement par elles-mêmes


ou au sein du Comité de Gestion, un règlement amiable à tout différend qui pourrait naître


entre elles dans le cadre du Contrat ou en relation avec celui-ci.


A défaut de parvenir à une solution amiable dans un délai de trente (30) Jours à compter de


la notification du différend par la Partie la plus diligente au Comité de Gestion, le différend


sera soumis à la Procédure de Conciliation préalable décrite au Paragraphe 59.3 ci-après.


Toutefois, les différends techniques sont soumis à la Procédure d'Expertise décrite au


Paragraphe 59.2 ci-après.


59.2 Procedure d'Expertise


59.2.1 Tout différend technique pour lequel la procédure de règlement amiable prévue au


Paragraphe 59.1 n'a pu aboutir dans le délai prévu dans ce même Paragraphe, est soumis à


une procédure d'expertise administrée conformément au Règlement d'expertise de la


Chambre de Commerce Internationale (la "Procédure d’Expertise"). Les experts nommés


conformément à ces règles devront rendre leur rapport dans un délai d'un ( 1 ) mois à compter


de leur nomination, sauf prorogation acceptée par les Parties. Les Parties conviennent que


la soumission du différend à la Procédure d’Expertise interrompt toute prescription


applicable audit différend.


59.2.2 Les différends techniques sont les différends suivants :


(a) ceux pour lesquels le renvoi à la Procédure d'Expertise est expressément prévu


par le Contrat ; et

















118


(b) les différends qui touchent à des aspects techniques ou non que les Parties


décideraient d'un commun accord par écrit de soumettre pour règlement à cette


Procédure d'Expertise.


59.2.3 Les experts retenus devront, dans toute la mesure du possible, avoir une expérience


reconnue dans le domaine des opérations d'exploration et de production d'Hydrocarbures et


être capable de mener la Procédure d’Expertise aussi bien en français qu’en anglais.


59.2.4 Les constatations et avis des experts auront un effet obligatoire et décisif pour les Parties,


sans préjudice des stipulations du présent Paragraphe 59.2.4 concernant leur éventuelle


réformation dans le cadre de la Procédure d’Arbitrage. En cas de désaccord avec les


constatations et avis de l'expert, une Partie peut soumettre, dans un délai de quinze (15)


jours à compter de la date à laquelle les experts ont fait leurs constatations et rendu leurs


avis, toute contestation (non réglée de façon satisfaisante par le biais de la Procédure


d'Expertise) à la procédure visée au Paragraphe 59.4 afin qu'elle soit définitivement tranchée


par voie d'arbitrage. Ce recours à la procédure prévue au Paragraphe 59.4 ne suspendra pas


l'obligation des Parties de se conformer aux constatations et opinions de l'expert.


59.2.5 Si le différend n'a pas été réglé au moyen d'une telle Procédure d'Expertise administrée, il


sera, après notification par le Centre de l'achèvement de la Procédure d'Expertise, tranché


définitivement par voie d'arbitrage conformément aux termes du Paragraphe 59.4.


59.2.6 Les frais relatifs à la Procédure d'Expertise sont supportés par le Contractant et inclus dans


les Coûts Pétroliers récupérables.


59.2.7 Les stipulations de ce Paragraphe 59.2 relatives au règlement des différends de nature


technique ne font pas obstacle à ce que les Parties puissent, indépendamment de tout


différend, soumettre toute question technique à la Procédure d'Expertise.


59.3 Procédure de Conciliation


59.3.1 La procédure de conciliation préalable (la "Procédure de Conciliation") est diligentée au


choix des Parties, soit par un conciliateur unique, désigné d’un commun accord par les


Parties, soit par trois (3) conciliateurs conformément aux stipulations ci-dessous. Dans le


cadre de la conciliation à trois (3) conciliateurs, chaque Partie désigne un conciliateur


conformément aux stipulations ci-dessous, les deux (2) conciliateurs ainsi désignés par les


Parties désignent d’un commun accord, dans un délai de sept (7) Jours calculé à compter de


la notification visée au Paragraphe 59.3.3 ou, le cas échéant, de l'expiration du délai de sept


(7) Jours visé au Paragraphe 59.3.4, le troisième conciliateur, qui agit en qualité de


Président. Si l’une des Parties ne désigne pas de conciliateur ou si les deux (2) conciliateurs


désignés par les Parties ne désignent pas un troisième conciliateur dans les délais prévus, la


Partie la plus diligente peut recourir à la procédure arbitrale prévue au Paragraphe 59.4 ci-


dessous. Dans le présent Paragraphe 59.3, l'expression "les conciliateurs" désigne


indifféremment le conciliateur unique ou le collège de trois (3) conciliateurs désignés par


les Parties, selon le cas.


59.3.2 La Partie qui initie la Procédure de Conciliation devra la notifier à l’autre Partie et


communiquer à celle-ci au moment de cette notification, un mémoire présentant


notamment :


(a) l'objet du différend ;


(b) le choix de la Procédure de Conciliation, soit un conciliateur unique, soit trois


conciliateurs, en indiquant le nom du conciliateur qu’elle propose dans le cas


N





X





119


d'une procédure avec un conciliateur unique et le nom du conciliateur qu'elle


désigne dans le cas d'une procédure de conciliation à trois (3) conciliateurs ;


(c) une description du différend ;


(d) une déclaration de sa position sur le différend ; et


(e) les documents pertinents au soutien de sa position.


59.3.3 L’autre Partie dispose d’un délai de quinze (15) Jours à compter de la réception de la


notification visée au Paragraphe 59.3.2 pour notifier à la Partie qui initie la Procédure de


Conciliation un mémoire précisant :


(a) son choix sur la Procédure de Conciliation :


• en marquant, le cas échéant, son accord sur la procédure avec un


conciliateur unique et, dans ce cas, en indiquant son accord sur le nom du


conciliateur unique proposé par l'autre Partie ou, en cas de refus, en


proposant un autre nom ;


• en cas de choix d'une procédure à trois (3) conciliateurs et, à titre


provisionnel, en cas de choix d'une procédure avec un conciliateur


unique, en désignant son propre conciliateur ;


(b) sa position sur le différend ; et


(c) les documents pertinents qui appuient sa position.








59.3.4 En cas d'accord sur une Procédure de Conciliation avec un conciliateur unique mais de


désaccord sur la désignation dudit conciliateur unique, les Parties disposent d’un délai de


sept (7) Jours pour s’entendre sur le choix dudit conciliateur. A l’expiration de ce délai, la


conciliation avec trois (3) conciliateurs s’impose automatiquement aux Parties et les


conciliateurs qu'ils avaient désignés à titre provisionnel disposeront d’un délai maximum


de sept (7) Jours pour désigner le troisième conciliateur.


59.3.5 Les conciliateurs procèdent à l’examen du différend ex aequo et bono. Ils ne seront liés par


aucune règle de procédure. Ils seront habilités à procéder à toutes investigations sur pièces


ou sur place et à recueillir les témoignages utiles.


(a) Les conciliateurs ont pour fonction d’éclaircir les points contestés entre les Parties


et doivent s’efforcer de les amener à une solution mutuellement acceptable.


(b) Les conciliateurs peuvent, à tout moment, recommander aux Parties les termes


d’un règlement.


(c) Les Parties s’obligent à collaborer de bonne foi avec le ou les conciliateurs afin


de leur permettre de remplir leur fonction.


59.3.6 La Procédure de Conciliation sera achevée dans un délai de quatre-vingt-dix (90) Jours à


compter de la notification du différend. Les Parties conviennent que la notification du


différend, afin de commencer la Procédure de Conciliation, interrompra toute période de


prescription applicable audit différend. La Procédure de Conciliation pourrait aboutir à l'un


des résultats suivants :











120


(a) si les Parties se mettent d’accord, les conciliateurs rédigent un procès-verbal


faisant l’inventaire des points d'opposition et prenant acte de l’accord des Parties ;


(b) si, à une phase quelconque de la procédure, les conciliateurs estiment qu’il n’y a


aucune possibilité d’accord entre les Parties, ils clôtureront la procédure et


dressent un procès-verbal constatant que le différend a été soumis à la conciliation


et que les Parties n’ont pas abouti à un accord ;


(c) si l'une des Parties fait défaut ou s’abstient de participer à la procédure, les


conciliateurs clôturent la procédure et dressent un procès-verbal constatant qu’une


des Parties a fait défaut ou s’est abstenue de participer à la procédure ;


(d) si, dans un délai de quatre-vingt-dix (90) jours à compter de la notification du


différend, aucune solution amiable n’est trouvée à l'issue de cette Procédure de


Conciliation, et sauf accord des Parties pour proroger ce délai, le différend non


résolu est soumis exclusivement à la Procédure d’Arbitrage conformément aux


stipulations du Paragraphe 59.4 ;


(e) si l’opinion des conciliateurs n’est pas unanime, le procès-verbal indique la


position de chacun des conciliateurs.


59.3.7 Sauf accord contraire par écrit des Parties, aucune d’elles ne peut à l’occasion des


procédures se déroulant devant des arbitres, un tribunal ou de toute autre manière, invoquer


les opinions exprimées, les déclarations ou les offres de règlement faites par l’autre Partie


au cours de la Procédure de Conciliation préalable, ainsi que le procès-verbal ou les


recommandations qui en découlent. Sauf accord contraire par écrit des Parties, le ou les


conciliateurs) désignés par les Parties ne peuvent être désignés par les Parties en qualité


d'arbitre ou cités comme témoin dans le cadre d'une Procédure d'Arbitrage relative au


différend ayant fait l'objet de la Procédure de Conciliation préalable ou de tout autre


différend pendant toute la durée du Contrat.


59.3.8 Les frais relatifs à la Procédure de Conciliation sont supportés par le Contractant et inclus


dans les Coûts Pétroliers récupérables.


59.4 Procédure d'Arbitrage


59.4.1 Dans l’hypothèse où les Parties ne seraient pas parvenues à régler tout différend relatif au


Contrat à l’amiable par application des stipulations des Paragraphes 59.1 et 59.3 ci-dessus


ou dans le cadre de la Procédure d'Expertise prévue au Paragraphe 59.2, tout différend sera


tranché par voie d'arbitrage conduit selon le Règlement d'Arbitrage du Centre International


pour le Règlement des Différends relatifs aux Investissements (Règlement CIRDI)


conformément à la Convention pour le Règlement des Différends relatifs aux


Investissements entre Etats et Ressortissants d’autres Etats, ci-après dénommée, la


"Convention de Washington".


59.4.2 Le différend sera réglé définitivement par un tribunal arbitral, composé de trois (3)


arbitre(s), constitué conformément à la Convention de Washington et au Règlement CIRDI.


En cas de difficulté de désignation de l'un des arbitres, le président du conseil administratif


procédera à la désignation conformément à l'article 4 du Règlement CIRDI à la requête de


l'une ou l'autre des Parties, mais n'aura pas l'obligation de désigner un membre du panel


d'arbitres du CIRDI.





59.4.3 Le différend sera tranché conformément aux stipulations du Contrat et au droit applicable


prévu à l'Article 58 et à titre supplétif, aux principes du droit international applicable en la


matière et non contraires au droit applicable.


< p4








121


59.4.4 11 est convenu qu'en cas de recours à l'arbitrage :


(a) l’arbitrage aura lieu à Paris (France) et sera conduit en langue française ;











59.4.5 (b) le tribunal arbitral décidera de la répartition des frais d'arbitrage entre les Parties.


Les Parties s’engagent à se conformer dans les meilleurs délais à toute mesure conservatoire


59.4.6 recommandée par le tribunal arbitral et de nature à sauvegarder les droits des Parties.


Par la conclusion de la présente stipulation, l’Etat renonce expressément au bénéfice de son


immunité de juridiction. L'Etat renonce également expressément à se prévaloir pour lui-


même et pour scs biens de son immunité d’exécution afin de faire échec à l'exécution de la


59.4.7 sentence rendue par un tribunal arbitral conformément aux stipulations du présent


Paragraphe 59.4.


Pour les besoins de ce Paragraphe 59.4, les Parties conviennent que les opérations visées


par le présent Contrat constituent un investissement au sens de l'article 25.1, de la


59.4.8 Convention de Washington.


Les Parties s'engagent à exécuter, sans délai, la sentence rendue par les arbitres et renoncent


à toute voie de recours à l'encontre de celle-ci auxquelles elles sont en droit de renoncer.


L'homologation de la sentence aux fins d'exequatur peut être demandée à tout tribunal


59.4.9 competent.


Sous réserve des Paragraphes du présent Contrat qui concernent l'arbitrage régi par la


Convention de Washington, les Parties conviennent que si le secrétaire général du CIRDI


refuse d'enregistrer la demande d'arbitrage régie par la Convention de Washington présentée


par l'une des Parties ou si un tribunal arbitral retenu dans le cadre de la Convention de


Washington décide pour une raison quelconque qu'elle n'est pas compétente pour connaître


du différend qui lui est soumis, cc différend sera alors soumis et tranché définitivement


selon les règles d'arbitrage de la Chambre de Commerce Internationale (CCI), dont les


règles sont considérées comme admises dans la présente clause. Le différend sera tranché


par trois (3) arbitres et le lieu de l'arbitrage sera Paris (France). La langue de la Procédure


d’Arbitrage sera le français.


59.5 Effets des procédures de conciliation et d'arbitrage sur l'exécution des


obligations /contractuelles des Parties


59.5.1 L'introduction d'une Procedure de Conciliation ou d’arbitrage par l'une quelconque des


Parties ne dispense pas cette Partie de l'exécution des obligations mises à sa charge par le


Contrat. Toutefois, l’introduction de la procédure d’arbitrage suspend l’exécution de


l’obligation contestée pour toute la durée de ladite procédure, étant précisé que les


59.5.2 préjudices qui résulteront de cette suspension pour l’autre Partie seront supportées par la


Partie qui aura succombée à l’issue de la procédure d’arbitrage.


Nonobstant les stipulations du Paragraphe 59.5.1, dans le cas où la procédure d’arbitrage


porte sur la détermination d’un montant à payer par le Contractant au titre du Contrat,


59.5.3 l’obligation de payer concernée n’est pas suspendue du fait de la procédure d’arbitrage.


Pendant le déroulement de la Procédure de Conciliation ou d'arbitrage, les Parties


s'engagent à poursuivre l'exécution de leurs obligations respectives et non-contestées au


titre du Contrat.


Article 60. NOTIFICATIONS ET PAIEMENTS


60.1 Mode de transmission





Toutes communications ou notifications prévues au présent Contrat doivent être faites par


lettre recommandée avec accusé de réception, par lettre au porteur contre décharge, ou par


télex, télécopie ou courriel confirmé par lettre recommandée avec accusé de réception ou


par lettre au porteur contre décharge.


60.2 Adresses


(a) Les notifications à l'État doivent être faites à l'adresse ci-dessous :


MINISTÈRE DU PETROLE, DE L’ENERGIE ET DES ENERGIES


RENOUVELABLES


Boîte postale 11700, Niamey, Niger


Tel. (227) 20 73 45 82 ; (227) 20 72 38 51; (227) 20 73 39 69


Fax : (227) 20 73 27 59


(b) Les notifications au Contractant doivent être faites à l'adresse ci-dessous :


SONATRACH INTERNATIONAL PETROLEUM EXPLORATION AND


PRODUCTION CORPORATION


43, Micro Zone d’Activités


Saïd Hamdine, Alger, Algérie


Tel: (213) (0)560 42 95 95


Tout changement d'adresse de l'une des Parties doit être notifié par écrit dans les formes ci-


dessus à l’autre Partie.


60.3 Calcul des délais


Lorsqu’un délai stipulé au présent Contrat pour l’accomplissement d'une obligation vient à


expiration un Jour non ouvrable, la date limite pour l'accomplissement de cette obligation


est reportée au premier Jour Ouvrable suivant.


60.4 Pouvoirs


Les documents signés par une personne autre que les mandataires sociaux du Contractant,


doivent être accompagnés des pouvoirs habilitant le signataire à engager le Contractant.


60.5 Des paiements effectués par le Contractant ou par toute entité membre du


Contractant à l’Etat


Tout paiement dû à l’Etat en vertu des stipulations du présent Contrat sera effectué, suivant


le cas, dans un Compte du Trésor Public Ouvert à la BCEAO ou dans un Compte Agréé


Trésor Public, dont les coordonnées seront communiquées au Contractant par courrier


établi sur papier en-tctc officiel du Ministère en charge des Hydrocarbures et dûment


cacheté et signé, dans les délais prévus auxdits articles.


Les paiements en numéraire au titre de la Redevance Ad Valorem et du Tax Oil seront


effectués dans un Compte du Trésor Public Ouvert à la BCEAO dont les coordonnées


seront communiquées au Contractant dans l’état de liquidation mensuel de la Redevance


Ad Valorem et du Tax Oil qui lui sera adressé par l’Etat en application des stipulations du


Paragraphe 43.3.1.


60.6 Des paiements effectués par le Contractant ou par toute entité membre du


Contractant à l’Opérateur National





Les stipulations du Paragraphe 60.5 concernant les paiements en espèce au titre de la


Redevance Ad Valorem et du Tax Oil demeurent applicables même dans le cas où la


Participation Publique est détenue par l’Opérateur National.


Tous autres paiements effectués par le Contractant à l’attention de l’Opérateur National


notamment au titre du Cost Oil et du Profit Oil résultant de la Participation Publique sont


soumis à la procédure décrite au Paragraphe 60.7 ci-après, dès lors que ces paiements ne


sont pas effectués dans un compte ouvert au nom de l’Opérateur National soit dans les livres


de la BCEAO, soit dans les livres du Trésor Public, étant précisé que les Parties conviennent


que tout compte ouvert au nom de l’Opérateur National dans les livres de la BCEAO ou du


Trésor Public est réputé appartenir à l’Opérateur National.


60.7 Des paiements effectués par le Contractant à toute personne physique ou morale autre


que l’Etat


Sauf accord contraire entre les Parties, la procédure suivante s’applique à tout paiement


devant être effectué par le Contractant ou par toute entité membre du Contractant à une


personne physique ou morale autre que l’Etat :


(a) Au plus tard huit (8) Jours Ouvrables avant la date d’échéance du paiement


concerné telle que stipulée au présent Contrat, l’Etat fournira au Contractant, sur


papier en-tête officiel du Ministère en charge des Hydrocarbures et dûment


cacheté et signé, les détails du compte du bénéficiaire qui devra être ouvert dans


les livres d’un établissement bancaire dûment agréé pour l’exercice de l’activité


d’établissement bancaire ou de crédit selon les lois du lieu du siège de cet


établissement bancaire ;


(b) L’Etat annexera au document visé au Paragraphe 60.7 (a) ci-dessus une attestation


écrite du bénéficiaire dans laquelle celui-ci :


i) confirme : a. qu’il n’est ni un conjoint, ni un


ascendant, ni un descendant, ni un affilié d’un Agent


Public, qu’aucun Agent Public ne détient une


participation, des droits ou intérêts de quelque nature


que ce soit dans le capital du bénéficiaire, à l’endroit


du bénéficiaire, envers le bénéficiaire ou en relation


avec le bénéficiaire, ses actionnaires, propriétaires ou


dirigeants ; b. qu’aucun Agent Public n’a reçu ou ne


recevra une partie du montant à payer ; c. qu’aucun


Agent Public ne fournit des services ou prestations de


quelque nature que ce soit en rapport avec le contrat


qui le lie à l’Etat ;


ii) s’engage à ne pas céder et se porte fort de ce que ses


actionnaires, associés ou affiliés ne cèdent des


intérêts, droits, titres en relation avec le bénéficiaire


et/ou le paiement effectué à un Agent Public après


réception dudit paiement.


(c) Après réception de l’ensemble des documents visés aux Paragraphes 60.7 (a) et


60.7 (b) ci-dessus, le Contractant paiera les sommes dues conformément aux


stipulations du présent Contrat. Tout retard dans la fourniture de ces informations


* a


) 124


 dans les délais prescrits aura pour effet de prolonger les délais de paiement des


sommes concernées de la durée dudit retard.





Les Parties conviennent que tout compte ouvert au nom de l’Opérateur National dans les


livres de la BCEAO ou du Trésor Public est réputé appartenir à l’Opérateur National. Aussi,


la procédure décrite aux alinéas (a), (b) et (c) du présent Paragraphe 60.7 ne sera pas


applicable à toute demande de paiement à destination d’un compte ouvert au nom de


l'Opérateur National dans les livres de la BCEAO ou du Trésor Public











Article 61. DES DOCUMENTS CONTRACTUELS, DE LA LANGUE ET DE LA


MONNAIE DU CONTRAT


61.1 Langue


61.1.1 Le présent Contrat est rédigé uniquement en langue française.


61.1.2 Tous rapports ou autres documents établis ou à établir en application du présent Contrat


doivent être rédigés en langue française.


61.1.3 Si une traduction dans une langue autre que celle du présent Contrat est faite, elle l’est dans


le but exclusif d’en faciliter l’application. En cas de contradiction entre le texte en langue


française et tout texte rédigé dans une autre langue, le texte français prévaut.


61.2 Avenants


Le présent Contrat ne pourra être l'objet d'un avenant ou d'une révision, ni être changé ou


complété si ce n'est par un document écrit, signé par le Ministre chargé des Hydrocarbures


et par le Contractant et préalablement approuvé par le Conseil des Ministres.


61.3 Interprétation


En cas de contradiction entre l’une quelconque des stipulations du corps du Contrat et de


celles des Annexes, les stipulations du corps du Contrat prévaudront à moins qu'il ne soit


expressément prévu autrement. Le corps du Contrat et ses Annexes constituent l'intégralité


du Contrat entre les Parties en ce qui concerne les sujets qu'ils contiennent et prévaudront


sur tous autres contrats et actions, verbaux ou écrits, qui y sont relatifs intervenus entre les


Parties ou leurs sociétés affiliées.


61.4 Monnaie de compte et révision


Sauf stipulation contraire du présent Contrat, les sommes figurant au présent Contrat, sont


exprimées en devises constantes du mois de la Date d'Entrée en Vigueur, étant précisé que


les montants sont révisés à la fin de chaque Année Civile à compter de la Date d'Entrée en


Vigueur. La révision s'effectue en multipliant chacun des montants concernés par le


facteur :


In/Ini


Avec :


(a) "In" : l'indice d'inflation figurant à l'index mensuel du "US Consumer Prices"


révisé chaque trimestre, tel qu'il apparaît à la publication "International Financial


Statistics" du Fonds Monétaire International pour le mois de l'Année Civile














125


 pendant laquelle l'ajustement est effectué, correspondant au mois de la Date


d'Entrée en Vigueur ;





(b) "Ini" : le même indice d'inflation que celui mentionné au point a) du présent


Paragraphe, pour le mois de l'Année Civile précédent celle pendant laquelle


l'ajustement en question est réalisé, correspondant au mois de la Date d'Entrée en


Vigueur.





























Fait à Niamey


En deux (2) exemplaires originaux










































































Pour le Contractant



































Madame Nacera Meraghni




















126