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MINISTERE DU PETROLE, DU GAZ,

ET DES MINES

-----------------------SECRETARIAT GENERAL

-----------------------DIRECTION GENERALE DES HYDROCARBURES



REPUBLIQUE GABONAISE

UNION – TRAVAIL- JUSTICE



Nom n° G4-XXX



CONTRAT D’EXPLORATION



ET DE

PARTAGE DE PRODUCTION

ENTRE

L’ETAT GABONAIS

ET

LA SOCIETE

(Indiquer le nom de la société)

(Zone conventionnelle)



Date de signature



REPUBLIQUE GABONAISE



MINISTERE DU PETROLE, DU GAZ

DES HYDROCARBURES ET DES MINES

DIRECTION GENERALE DES

HYDROCARBURES



CONTRAT D’EXPLORATION

ET DE PARTAGE DE PRODUCTION

ENTRE



L’ETAT GABONAIS

ET

LA SOCIETE XXXX

(indiquer le nom du Bloc)n° G4-(numéro)



2



TABLE DES MATIERES

Préambule

DEFINITIONS ............................................................................................................................................................. 2

OBJET DU CONTRAT ............................................................................................................................................. 8

DISPOSITIONS GENERALES ............................................................................................................................... 8

COMITE TECHNIQUE DE SUIVI DES OPERATIONS PETROLIERES............................................. 13

PERIODE D'EXPLORATION ET ENGAGEMENTS DE TRAVAUX .................................................... 15

DES PROFONDEURS DE FORAGE D’EXPLORATION ET DE L’OPERATION SOLE RISK .... 17

PROGRAMMES ANNUELS DE TRAVAUX ET BUDGETS CORRESPONDANTS .......................... 19

UTILISATION DES TERRAINS, DES RESSOURCES NATURELLES ET DES INSTALLATIONS

....................................................................................................................................................................................... 21

PROPRIETE DES BIENS ...................................................................................................................................... 22

QUALITE, HYGIENE, SANTE, SECURITE, SURETE ET ENVIRONNEMENT ............................... 23

RAPPORTS D'ACTIVITES PENDANT LA PERIODE D'EXPLORATION ......................................... 25

DECOUVERTE ET MISE EN PRODUCTION ............................................................................................... 27

UNITISATION .......................................................................................................................................................... 30

AUTORISATION EXCLUSIVE DE DEVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION ET

DELIMITATION DES ZONES D’EXPLOITATION .................................................................................... 32

INFRASTRUCTURES ESSENTIELLES .......................................................................................................... 34

CONSERVATION DES GISEMENTS............................................................................................................... 35

MESURAGE ET COMPTAGE DES HYDROCARBURES ......................................................................... 36

PARTICIPATION DE L’ETAT AUX OPERATIONS PETROLIERES .................................................. 38

PARTICIPATION DE LA SOCIETE NATIONALE DES HYDROCARBURES DU GABON AUX

OPERATIONS PETROLIERES .......................................................................................................................... 40

METHODE DE COMPTABILITE ET UNITE MONETAIRE ................................................................... 41

RECUPERATION DES COÛTS PETROLIERS ............................................................................................ 42

TENUE DE LA COMPTABILITE DES COUTS PETROLIERS ............................................................... 43

PARTAGE DE LA PRODUCTION .................................................................................................................... 46

RAPPORTS D’ACTIVITES EN PERIODE DE DEVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION ........ 47

REGIME FISCAL ET DOUANIER .................................................................................................................... 48

FONDS DE CONCOURS ....................................................................................................................................... 58



RESPONSABILITE SOCIALE DES ENTREPRISES ................................................................................... 61

CONTRIBUTION A LA SATISFACTION DES BESOINS DU MARCHE INTERIEUR ................... 62

VALORISATION ET COMMERCIALISATION DES HYDROCARBURES ....................................... 63

EXPORTATION, TRANSFERT DE PROPRIETE ET REGLES DE MISE A DISPOSITION DES

HYDROCARBURES ............................................................................................................................................... 64

GAZ NATUREL ....................................................................................................................................................... 66

DEMANTELEMENT DES INSTALLATIONS ET REMISE EN ETAT DES SITES .......................... 67

CESSION D'INTERETS PETROLIERS ........................................................................................................... 72

TRANSFERT ET CESSION DE DROITS SOCIAUX ................................................................................... 75

CONTROLE DES CHANGES .............................................................................................................................. 76

PROTECTION DES DROITS .............................................................................................................................. 76

PREFERENCE NATIONALE ET CONTENU LOCAL ............................................................................... 76

EXAMENS, VERIFICATIONS ET CONTROLES ........................................................................................ 77

SANCTIONS ET DECHEANCE.......................................................................................................................... 79

FORCE MAJEURE ................................................................................................................................................. 81

PROCEDURE D’ARBITRAGE ........................................................................................................................... 82

SOLIDARITE ET GARANTIES DES PARTIES ............................................................................................ 83

RENONCIATION AUX DROITS ........................................................................................................................ 83

DUREE ET EXPIRATION DU CONTRAT ..................................................................................................... 84

DROIT APPLICABLE, INTERPRETATION ET LANGUE DU CONTRAT ........................................ 84

STABILITE ET ADAPTABILITÉ DU CONTRAT ........................................................................................ 85

NOTIFICATIONS .................................................................................................................................................... 86

DROITS DE L’HOMME........................................................................................................................................ 88

ENTREE EN VIGUEUR ........................................................................................................................................ 89



ANNEXE 1 : Zone Délimitée

ANNEXE 2 : Accord Comptable

ANNEXE 3 : Engagement de la société mère

ANNEXE 4 : Procédure d’Appel d’Offres



4



CONTRAT D'EXPLORATION ET DE PARTAGE DE PRODUCTION

Visa

Opportunité et

conformité



[indiquer le nom du permis] N°G4-[indiquer le numéro]

ENTRE



L'Etat Gabonais, représenté par

Monsieur (Indiquer le nom du Ministre), Ministre du Pétrole, du Gaz et des Mines,

et

Monsieur (Indiquer le nom du Ministre), Ministre de l’Economie et de la Relance,

(Ci-après désigné l’« Etat »),

D'une part,

Et

Visa de

Régularité

du

Gouvernement



La société [indiquer la dénomination de la société], constituée selon les lois en vigueur

[indiquer le lieu], ayant son siège social à [indiquer le lieu], enregistrée sous le numéro

[indiquer le numéro d’identification], représentée par Monsieur/Madame [indiquer le

nom], [indiquer la fonction], ayant tout pouvoir à cet effet (ci-après désigné le «

Contracteur »),

D'autre part,

L'Etat Gabonais et le Contracteur étant également désignés ci-après collectivement les

« Parties », et individuellement la « Partie ».

Considérant que :



l'Etat est propriétaire des ressources naturelles du sol et du sous-sol de son

territoire, des zones marines relevant de sa souveraineté ou faisant partie de sa zone

économique exclusive ;



Visa DGH





la découverte de ressources nationales en Hydrocarbures et leur mise en valeur

contribuent à la mise en œuvre de la politique de développement économique et social du

pays et à la promotion du bien-être de ses habitants, notamment par la définition et la mise

en œuvre de la politique du Contenu Local ;



l’exploration et l'exploitation des Hydrocarbures sont considérées comme des

activités d'utilité publique ;



l’exploration et l'exploitation des Hydrocarbures sont menées conformément à la loi

n° 002/2019 du 16 juillet 2019, portant réglementation du secteur des Hydrocarbures en

République Gabonaise ;



l’Etat entend entreprendre des opérations d’exploration, d'exploitation, de transport,

de stockage et de commercialisation des Hydrocarbures en confiant à un Contracteur qui

1



dispose de capitaux suffisants, de la compétence technique, du personnel, de la capacité

d'organisation nécessaires pour mener à bien lesdites opérations, et qui désire accompagner

l'Etat en participant au développement de l'industrie nationale des Hydrocarbures ;



les opérations d’exploration et d’exploitation des Hydrocarbures doivent s’effectuer

dans le strict respect des normes et standards généralement admis dans l’industrie des

hydrocarbures ;



la préservation de l'environnement est une exigence. A ce titre, les activités

d’exploration et d’exploitation d’Hydrocarbures doivent être menées dans le strict respect

des lois et règlements en vigueur et des engagements souscrits par l’Etat Gabonais vis-àvis de la Communauté Internationale.

Ceci exposé, les Parties ont convenu et arrêté ce qui suit :

ARTICLE 1er

DEFINITIONS



Au sens du présent contrat, on entend par :

Accord d'Association : contrat conforme aux pratiques de l'industrie pétrolière régissant

les droits et obligations des membres du Contracteur dans l’exécution du présent Contrat ;

Administration : service public ou unité administrative chargée de tout ou partie de

l’exécution et du suivi de la mise en œuvre de la politique de l’Etat ;

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

terminant le 31 décembre, selon le calendrier grégorien ;

Année Contractuelle : période de douze (12) mois consécutifs commençant à la Date

Effective ou le jour anniversaire de celle-ci ;

Annexe : tout document joint et complétant le présent Contrat ;

Autorisation Exclusive d'Exploration (AEE) : acte administratif par lequel l’Etat

autorise le Contracteur à entreprendre, dans la Zone Délimitée, à titre exclusif, les travaux

d’exploration, notamment la sismique, les forages d’exploration, les forages

d’appréciation, les études et tout type de travaux nécessaires à l’exploration des

Hydrocarbures ;

Autorisation Exclusive de Développement et de Production (AEDP) : acte administratif

par lequel l’Etat autorise le Contracteur à entreprendre, à titre exclusif, tous travaux de

développement, de production d’Hydrocarbures et de remise en état des sites à l'intérieur

d'une Zone d'Exploitation délimitée autour du Gisement, étendue, le cas échéant, à un

maximum de deux courbes de niveau successives situées au-delà du point de fermeture de

ce Gisement ;

Baril : 42 gallons américains à la température de 60°F à pression atmosphérique. Il

équivaut à 159 litres ;

2



Budget : estimation des dépenses et des revenus, poste par poste, relative aux Opérations

Pétrolières figurant dans les Programmes Annuels de Travaux et les plans de

développement ;

Champ : Gisement en exploitation ;

Compte RES : compte tenu en dollars des États-Unis d’Amérique domicilié au Gabon,

ouvert auprès de la Banque des États de l’Afrique Centrale ou d’un établissement de crédit

de droit gabonais choisi d’accord parties, et soumis au contrôle de la Commission Bancaire

de l’Afrique Centrale (C.O.B.A.C.), dans lequel sont versés les fonds qui sont affectés

exclusivement au paiement des dépenses liées à la réalisation des Travaux RES effectués

en conformité avec le plan RES ;

Contenu Local : Politique nationale en matière d’hydrocarbures à caractère économique et

social axée sur le développement des capacités, l’utilisation des ressources humaines et

matérielles nationales, la formation et le développement des compétences nationales, le

transfert des technologies, l’utilisation des biens et services locaux et la création de valeurs

additionnelles à l’échelle locale ;

Contracteur : personne morale prise seule ou conjointement, agissant seule, ou

conjointement et solidairement, ayant conclu un contrat d’hydrocarbures avec l’Etat, ainsi

que son ou leurs successeurs et/ou cessionnaires ;

Contrat : présent acte et ses annexes, ainsi que toute modification ultérieure que les

Parties décideraient ;

Contrat d’Exploration et de Partage de Production (CEPP) : contrat entre l’Etat et le

Contracteur par lequel celui-ci s’engage à réaliser dans une Zone Délimitée sur laquelle il a

des droits exclusifs, à ses frais et à ses risques pour le compte de l’Etat, des activités de

recherche aux fins de découverte d’Hydrocarbures, du développement et de production

ouvrant droit au profit du Contracteur, en contrepartie du service rendu, des risques

financiers et techniques assumés, à une rémunération représentée par l’attribution d’une

part des Hydrocarbures produits ;

Contrôle de société : détention effective du pouvoir de décision au sein d’une personne

morale tel que défini par les dispositions de l’Acte Uniforme OHADA relatif au droit des

sociétés commerciales et du Groupement d’Intérêt Économique ;

Coûts Pétroliers : toutes les dépenses strictement liées à la réalisation des Opérations

Pétrolières, effectivement supportées, payées et dûment justifiées par le Contracteur,

conformes aux prix de marché pratiqués entre parties non liées pour des prestations ou des

biens équivalents et pour lesquelles il lui est reconnu un droit à récupération dans la Zone

Délimitée ;

Date Effective : date d’entrée en vigueur du présent Contrat qui correspond à la date de

publication au Journal Officiel de la République Gabonaise du décret du Président de la

République portant approbation du présent Contrat ;

Expert Indépendant : personne physique ou morale qualifiée pour une matière donnée,

jouissant d’une bonne réputation internationale dans son domaine de compétence et

3



n’entretenant aucune relation susceptible de créer un conflit d’intérêt avec l’une ou l’autre

des Parties. Cette personne est nommée par le Centre International pour l’Expertise,

conformément aux Règles pour l’Expertise de la Chambre de Commerce Internationale de

Paris ;

Etat : Gouvernement de la République Gabonaise et son administration ;

Etat Partenaire : République Gabonaise prise, en sa qualité de détenteur de participations

aux Opérations Pétrolières, en tant que membre du Contracteur ;

Facteur R : méthode de détermination des parts de production revenant à chaque partie au

titre du partage de la part de production restante qui intègre les variations du cours du baril

sur le marché international, le niveau des coûts pétroliers encourus et le niveau de la

production d’une zone d’exploitation et qui est basée sur la détermination d’un ratio entre

les revenus cumulés et les coûts pétroliers cumulés du projet ;

Faute : toute action ou omission imputable à l’une des Parties, en méconnaissance d’une

obligation née du présent Contrat, d’une disposition réglementaire ou législative ;

Filiale : personne morale sur laquelle une Société Mère exerce un contrôle au sens des

articles 179 et 180 de l’Acte Uniforme relatif aux droits des Sociétés Commerciales et du

Groupement d’Intérêt Economique ;

Fonds de Réhabilitation des Sites : dotations financières constituées en dollars des ÉtatsUnis d’Amérique et versées par le Contracteur et destinées à faire face aux dépenses

relatives aux opérations de réhabilitation de sites et gérées conjointement par le

Contracteur et l’Etat ;

Forage d'Exploration : forage destiné à mettre en évidence un Gisement ;

Forage d’Appréciation : forage destiné à apprécier l’étendue d’un Gisement ;

Forage de Développement ou de Production : forage destiné à produire les

Hydrocarbures du Gisement, y compris celui destiné à l’injection et/ou à la réinjection de

fluides et/ou de gaz ;

Force Majeure : tout événement imprévisible, insurmontable et irrésistible, non imputable

à la Partie qui s'en prévaut, mais résultant de circonstances indépendantes de sa volonté et

qui a pour effet de rendre momentanément impossible l’exécution de tout ou partie des

obligations nées du Contrat ;

Franc C.F.A. : monnaie ayant cours légal et pouvoir libératoire au Gabon et dans les pays

membres de la Banque des États de l’Afrique Centrale (BEAC) ;

Freinte : perte et transformation naturelle d’Hydrocarbures entraînant une diminution des

quantités comptées entre la Sortie champ et soit le Point d’Enlèvement, soit le Point de

Livraison ;

Gaz Naturel : combustibles fossiles composés principalement du méthane et quelques

autres Hydrocarbures gazeux, présents naturellement dans les gisements ;

Gisement : accumulation d'Hydrocarbures contenus dans le sous-sol ;

4



Groupe de sociétés : ensemble constitué par une Société Mère et ses Filiales tel que défini

par les dispositions de l’Acte Uniforme OHADA relatif au droit des sociétés commerciales

et du groupement d’intérêt économique ;

Hydrocarbures : sources d’énergies fossiles constituées à partir de corps organiques,

composées essentiellement de carbone et d’hydrogène présents dans la nature sous forme

gazeux, liquide et solide ;

Mois Civil : période mensuelle du calendrier grégorien qui commence le premier jour du

mois et se termine le 28, le 29, le 30 ou le 31 du mois selon le cas ;

Opérateur : société membre du Contracteur justifiant de capacités techniques et

financières requises pour la conduite des Opérations Pétrolières, dûment mandatée,

agissant au nom, pour le compte et sous la responsabilité du Contracteur et dont la

désignation est approuvée par l’Etat ;

Opérations Pétrolières : ensemble des opérations de prospection, de recherche,

d’appréciation, de développement, de production, de transport, de traitement, de stockage

des Hydrocarbures et, plus généralement, toute autre opération directement liée aux

précédentes, y compris les opérations d’abandon et de réhabilitation des sites, réalisées

dans le cadre du présent Contrat, à l'exception des opérations des activités aval ;

Opérations de Réhabilitation des Sites : ensemble des opérations, de quelle que nature

que ce soit, nécessaires pour assurer la réhabilitation des sites ;

Partie : une des personnes morales signataire du présent Contrat ;

Permis ou Autorisation : acte administratif autorisant l’exploration, le développement ou

la production des Hydrocarbures dans une zone définie par l’autorité administrative ;

Pétrole Brut : huile minérale brute, condensat, asphalte, ozocérite et toutes sortes

d'Hydrocarbures et bitumes, solides ou liquides dans leur état naturel ou obtenus des

hydrocarbures gazeux par extraction ;

Plan de Développement : proposition de programmes de travaux concernant les

opérations de développement, de mise en production des Hydrocarbures et de remise en

état du site. Ce Plan comprend notamment la durée du développement nécessaire à la mise

en production, les éléments techniques, juridiques, économiques, financiers, les mesures

sécuritaires et environnementales ainsi que le plan du Contenu Local ;

Point d’Enlèvement : point où sont opérés le comptage et le mesurage fiscal des quantités

d'Hydrocarbures dédiées à l’exportation ;

Prix de Cession Officiel : prix fiscal déterminé par la commission paritaire composée des

représentants des administrations compétentes et des sociétés productrices

d’Hydrocarbures et entériné par le Gouvernement.

Point de Livraison : point de raccordement situé à l’entrée des installations de

transformation d'Hydrocarbures implantées au Gabon ;



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Production Nette : Production Totale Disponible d'Hydrocarbures diminuée de la part

revenant à l’Etat au titre de la Redevance Minière Proportionnelle ;

Production Restante : Production Nette diminuée des prélèvements d'Hydrocarbures

opérés par le Contracteur au titre de la récupération des Coûts Pétroliers ;

Production Totale Disponible : volume total d’Hydrocarbures déterminée à l’aide d’un

point de comptage fiscal situé au lieu d’extraction des effluents, sortie séparateur, avant le

stockage, provenant de l’exploitation de tous les Gisements situés à l’intérieur de la Zone

Délimitée de l’Autorisation Exclusive de Développement et de Production ;

Programme Annuel de Travaux : description de l’ensemble des engagements de travaux

et du budget correspondant que le Contracteur est tenu de réaliser au cours d'une Année

Civile dans la Zone Délimitée ;

Réhabilitation des Sites : ensemble des activités de Remise en Etat des Sites consécutive

aux Opérations Pétrolières ;

Société Affiliée : une société qui directement ou indirectement à travers une ou plusieurs

sociétés Contrôle ou est Contrôlée par, ou est sous le Contrôle commun avec, le

Contracteur ;

Société gabonaise : société créée et domiciliée en République Gabonaise ;

Société Mère : société détenant directement ou indirectement, le contrôle d’une autre

société par détention de la majorité du capital et/ou des droits de vote ;

Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon : société commerciale dont le capital

social est intégralement détenu par l’Etat Gabonais créée par le décret n°1017/PR/MMPH

du 24 aout 2011 ;

Sortie champ : point où sont opérés le comptage et le mesurage fiscal des quantités

d'Hydrocarbures qui sortent des champs ;

Sous-Enlèvement : situation où l'une des parties, à un moment donné, n'a pas encore pris

et disposé de la totalité de la part d'Hydrocarbures à laquelle elle a droit en application des

stipulations du présent Contrat ;

Sur-Enlèvement : situation où l'une des Parties, à un moment donné, a déjà pris et disposé

d'une quantité d'Hydrocarbures supérieure à celle à laquelle elle a droit en application des

stipulations du présent Contrat ;

Taux $ LIBOR : taux interbancaire de la période de référence offert en dollars des ÉtatsUnis d’Amérique, tel que diffusé sur la page LIBOR01 de l’écran Reuters, sous l’égide de

la British Banker’s Association (BBA), aux environs de 11h30 (heure de Londres) deux (2)

jours ouvrés avant le premier jour de la période à laquelle ce taux doit être appliqué ;

Tiers : toute personne physique ou morale n’étant pas partie au Contrat, ou ne faisant pas

partie des entités formant le Contracteur, ou ne constituant ni une Filiale, ni une Société

Mère du Contracteur ou des entités le formant ;



6



Travaux RES : opérations nécessaires pour assurer la réhabilitation et la remise en état

des sites. Ces opérations doivent s’effectuer selon la règlementation en vigueur en

République Gabonaise et les normes et standards généralement admis dans l’industrie des

hydrocarbures ;

Zone Délimitée : surface située à l’intérieur du périmètre défini par les coordonnées

géographiques selon le système de projection UTM, basé sur l’ellipsoïde de Clarke 1880,

fuseau 32, dont l’origine est le point astronomique de M’PORALOKO et faisant l’objet

d’une Autorisation Exclusive d’Exploration et dont les coordonnées figurent en Annexe I ;

Zone d'Exploitation : surface située à l'intérieur de la Zone Délimitée (initiale ou

résiduelle) sur laquelle l'Etat attribue au Contracteur une AEDP, conformément à la

réglementation en vigueur et au présent Contrat ;

Zone d'Exploration : surface sur laquelle l'Etat attribue au Contracteur une AEE,

conformément à la réglementation en vigueur et au présent Contrat ;

Zone Unitisée : Zone d’Exploitation résultant de l’Unitisation d’un Gisement.



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ARTICLE 2

OBJET DU CONTRAT

Le présent Contrat a pour objet la recherche, le développement, la production et le partage

des Hydrocarbures par le Contracteur à ses risques exclusifs, pour le compte et au nom de

l’Etat. Il ouvre droit au Contracteur, en contrepartie du service rendu, des risques financiers

et techniques assumés, à une rémunération représentée par l’attribution d’une part des

Hydrocarbures produits.

ARTICLE 3

DISPOSITIONS GENERALES

3.1

Le Contrat définit les droits et obligations des Parties, régit leurs relations mutuelles et fixe

les règles et modalités d’exploration et d'exploitation. Il s'applique aux Opérations

Pétrolières à réaliser par le Contracteur, étant entendu que les substances autres que les

Hydrocarbures sont placées hors de son champ d'application.

Le présent Contrat ne peut être l’objet de la part des Parties d’un gage, d’un nantissement,

d’une aliénation fiduciaire en garantie ou de toute autre garantie ou sûreté.

Toutefois, chacun des membres du Contracteur peut donner en garantie la part respective

des droits qu’il tient du présent Contrat.

3.2

Le Contracteur est tenu, pour tous les travaux exécutés dans le cadre de la réalisation des

Opérations Pétrolières, de tout mettre en œuvre pour se conformer aux normes et standards

généralement admis dans l'industrie des hydrocarbures.

3.3

Le Contracteur est tenu de mobiliser tous les moyens financiers et techniques nécessaires à

la bonne réalisation des Opérations Pétrolières.

Il est libre de recourir aux capitaux des Tiers, de ses Sociétés Affiliées et de la Société

Mère, des filiales, pour le financement des Opérations Pétrolières.

Cependant, les intérêts, agios, charges financières de toute nature, ainsi que les pertes de

change éventuelles, liés à ce financement, quelles qu'en soient l'origine et les modalités, ne

sont imputables au compte des Coûts Pétroliers que conformément aux modalités et

restrictions prévues au présent Contrat et à l'Accord Comptable y annexé.

3.4

Les sociétés pétrolières constituant le Contracteur supportent solidairement les risques

techniques et financiers attachés à la réalisation des Opérations Pétrolières.

Toutefois, l’Etat Partenaire ne supporte aucun risque en période d’exploration.

3.5

Cependant, en cas découverte d’Hydrocarbures commercialement exploitables, à compter

de la mise en production, l’Etat Partenaire aura, au titre des Opérations Pétrolières, les

mêmes droits et obligations que les autres membres du Contracteur, à hauteur de sa part

d’intérêt dans le Contrat.

8



3.6

Le Contracteur, dans le mois suivant la Date Effective, soumet à l’approbation de

l’Administration des Hydrocarbures, le nom de la société retenue comme Opérateur pour la

réalisation des Opérations Pétrolières.

Le Contracteur peut, à tout moment, désigner un autre Opérateur, dans les mêmes

conditions décrites ci-dessus, sous réserve qu'il ait motivé sa décision de changement.

3.7

Avant la date de signature du présent Contrat, le Contracteur est tenu de fournir à

l’Administration des Hydrocarbures, les documents suivants :

i) l’identité du Contracteur ;

ii) le domicile ou siège social ;

iii) le capital social ;

iv) les pouvoirs des signataires ;

v) l’exemplaire certifié conforme des statuts de la société ;

vi) les états financiers certifiés des trois derniers exercices ou, le cas échéant, ceux de

la Société Mère ;

vii) l’engagement par lequel sa Société Mère se porte fort de la bonne exécution des

obligations souscrites par le Contracteur au titre du présent Contrat. Cet

engagement constitue une Annexe au présent Contrat ;

viii)

l’engagement sur l’honneur par le Contracteur du non exercice d’activités

illégales, notamment, de blanchiment d’argent, de vente d’armes, de pratique

d’actes terroristes.

Le Contracteur est tenu d’informer l’Administration des Hydrocarbures pour toute

modification ou changement des documents susvisés et de les lui transmettre dans un délai

de trente (30) jours.

3.8

Une fois constitué en société de droit Gabonais, l’Opérateur est tenu de disposer,

d’acquérir ou de bâtir son siège social au Gabon dans un délai de cinq (05) ans à compter

de la date de délivrance de l’AEDP.

Les frais y relatifs sont inclus dans le compte des Coûts Pétroliers.

3.9

Pendant la durée du présent Contrat, le Contracteur a droit, de la part de l’Etat, à une

rémunération variable constituée par la part de la Production Restante qui lui est attribuée

suivant les modalités et les principes définis au présent Contrat.

3.10

Les entités formant le Contracteur, y compris les cessionnaires éventuels, conformément

au présent Contrat, sont considérées ne former qu'une seule entité pour les besoins du

Contrat. A l’égard de l’Etat, l’Opérateur agit au nom et pour le compte de toutes les entités

formant le Contracteur pour ce qui est du paiement des redevances, des impôts, des fonds

de concours, de la production revenant à l’Etat et des diverses charges incombant au

Contracteur en vertu du présent Contrat.

9



Toutefois, pour les besoins des formalités comptables et fiscales, chacune des entreprises

constituant le Contracteur est traitée comme une entreprise distincte qui agit

comptablement et fiscalement pour son propre compte.

3.11

L'Opérateur est tenu de communiquer à l’Administration des Hydrocarbures tous rapports,

informations et renseignements prévus par la réglementation en vigueur et par le présent

Contrat, ainsi que tous contrats ou conventions liant les entreprises constituant le

Contracteur.

3.12

Dans le cadre de la mise en œuvre des modalités d'exécution du présent Contrat, le

responsable de l’Administration des Hydrocarbures intervient au nom de l'Etat. Dans la

limite des pouvoirs légaux et contractuels qui lui sont conférés, il prend toute décision,

donne tout consentement et autorisation nécessaires à la réalisation des Opérations

Pétrolières.

3.13

Le Contracteur doit communiquer au moins une fois par an à l’Administration des

Hydrocarbures et à l’Administration en charge des impôts un état dans lequel sont

consignés notamment :





les montants dégagés pour toute cession d'éléments d’actif ;







les plus ou moins-values de cessions d’intérêts pétroliers réalisées par le

Contracteur ;







les valeurs estimées des biens acquis dans le cadre du présent Contrat,

accompagnées d'un tableau récapitulatif desdits biens avec leurs prix et dates

d'acquisition et le tableau des amortissements comptables ;







les montants estimés des travaux contractuels restant à réaliser.



3.14

Le Contracteur contribue aux Fonds de Concours et Provisions mentionnés aux articles 26

et 27 ci-dessous dont les principes, modalités d’approvisionnement et d’utilisation sont

précisés dans le présent Contrat. Il s’agit :

















du Fonds de Formation ;

du Fonds de Soutien aux Hydrocarbures ;

du Fonds d’Equipement de l’Administration des Hydrocarbures ;

du Fonds pour le Développement des Communautés Locales ;

du Fonds pour l’atténuation des impacts de l’activité pétrolière sur

l’environnement ;

de la Provision pour Investissements Diversifiés ;

de la Provision pour Investissements en Hydrocarbures.



3.15

Sauf indications légales ou stipulations contraires du présent Contrat, en cas de retard dans

le paiement des sommes à verser par le Contracteur à l'Etat, celles-ci portent intérêts

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calculés à compter de la date limite à laquelle elles auraient dues être payées, au Taux $

LIBOR majoré de 300 points de base.

3.16

Chaque Partie considère le contenu du présent Contrat et de ses Annexes comme

confidentiels et s’engage, en son nom et au nom des sociétés de services ou bureaux

d’études travaillant pour son compte, à ne pas les divulguer à des Tiers sans autorisation

préalable de l’autre partie. A l’endroit de l’Etat, cette obligation subsiste, à la charge du

Contracteur, pendant dix (10) ans après l’expiration du présent Contrat. Ceci n’empêchera

pas le Contracteur de dissoudre et de liquider la ou les sociétés de droit gabonais

constituées en vertu du présent Contrat.

Après autorisation de l’Administration des Hydrocarbures, chaque entité constituant le

Contracteur pourra, après avoir informé les autres entités, sans pour autant requérir leur

consentement, communiquer les informations et renseignements confidentiels.

Nonobstant les stipulations ci-dessus, la communication des informations

renseignements confidentiels peut intervenir librement dans les cas suivants :

I-



et



Communication à toute société intéressée de bonne foi dans la réalisation d'une

cession/acquisition éventuelle ou d'une assistance dans le cadre des Opérations

Pétrolières, après obtention, de cette société, d'un engagement de garder

confidentiels ces informations et renseignements et de les utiliser aux seules fins

de ladite cession ou assistance ;



II- Communication entre les Sociétés Affiliées, ainsi qu’à tout employé,

administrateur ou dirigeant de l'une ou l'autre des entités susmentionnées, et à sa

Société Mère, aux Filiales, ainsi qu’à tout consultant professionnel extérieur,

intervenant dans le cadre des Opérations Pétrolières, après obtention, de leur part,

d'un engagement similaire de confidentialité ;

III- Communication à toute banque ou établissement financier auprès desquels le

Contracteur recherche ou obtient un financement, après obtention d'un

engagement similaire de confidentialité de la part de ces organismes ;

IV- Communication pour obéir au règlement d'une bourse de valeurs ou à la

réquisition régulière et officielle d’une autorité administrative de supervision ou

de contrôle ;

V- Communication dans le cadre de toute procédure contentieuse en matière

judiciaire, administrative ou arbitrale ou selon que l’exige la loi applicable.

3.17

Le Contracteur est tenu de conserver tous les documents, informations et données relatifs

aux Opérations Pétrolières au Gabon, et a l’obligation de les transmettre au Responsable de

l’Administration des Hydrocarbures.

Les carottes, les échantillons de roches ou toutes autres données ou matières prélevées au

cours des Opérations Pétrolières ne peuvent faire l’objet d’une duplication sans l’accord

préalable de l’Administration des Hydrocarbures. Ces données doivent être conservées par

le Contracteur, consultables à tout moment par les représentants de l’Administration des

Hydrocarbures et transmis à l’Administration des Hydrocarbures et au plus tard trois (3)

11



mois avant la date d’expiration du Contrat ou un (1) mois avant la manifestation de

l’intention de renoncer aux droits inhérents au Contrat.

Les bandes magnétiques et autres données dont les originaux doivent être analysés ou

traités hors du Gabon, doivent être rapatriés au Gabon après usage.

L’Administration des Hydrocarbures a accès, en tant que de besoin, aux informations et

données concernant les Opérations Pétrolières détenues par le Contracteur. Le Contracteur

ne peut entraver ni empêcher la consultation des données par les représentants de

l’Administration des Hydrocarbures dans ses locaux, au siège de sa Maison Mère où

auprès de ses prestataires de service.

Le Contracteur fournit à l’Administration des Hydrocarbures toutes les informations, tous

les rapports, enregistrements ou autres données (géologiques, géophysiques, logs,

interprétations, rapports de forage, etc.) concernant les Opérations Pétrolières, y compris

les documents et justificatifs relatifs aux coûts pétroliers y relatifs.

3.18

Dans le cadre de la réalisation des Opérations Pétrolières, le Contracteur agit au nom et

pour le compte de l’Etat à l’égard des Tiers. Il demeure responsable, conformément aux

stipulations du présent Contrat et aux dispositions du Code des Hydrocarbures, de tout

dommage causé à autrui.

Toutefois, en dépit de la forme du mandat du droit commun qui résulte des présentes

dispositions, le présent mandat propre au domaine pétrolier met à la charge exclusive du

Contracteur l’ensemble des risques techniques et financiers résultant de l’exploration et

l’exploitation des Hydrocarbures.

Les indemnités ainsi payées ne constituent pas des Coûts Pétroliers.

3.19

Le Contrat est régi par la réglementation relative au contrôle des changes en vigueur.

Toutefois, conformément à la réglementation communautaire des changes, le Contracteur

peut solliciter de l’Administration et de l’Institut d’Emission, l’autorisation de détenir des

comptes en devises hors du Gabon aux fins d’effectuer tous les règlements et

encaissements relatifs aux Opérations Pétrolières.

3.20

Pour ce qui se rapporte au présent Contrat, les Parties se sont conformées, et acceptent de

se conformer, à toutes les lois, règlements et autres textes applicables en matière de lutte

contre la corruption applicable à chacune des Parties, incluant notamment toutes les lois,

règlements et les textes en vigueur en République Gabonaise, ainsi qu’aux principes décrits

dans la Convention OCDE du 17 décembre 1997 relative à la lutte contre la corruption des

agents publics étrangers, qui est entrée en vigueur le 15 février 1999 (dits « Lois ABC »).

3.21

Les Parties conviennent de coopérer de toutes les manières possibles en vue de réaliser

pleinement les objectifs économiques et financiers attendus du présent Contrat. L’État

facilite l’exécution du Contrat pour la bonne conduite des Opérations Pétrolières de sorte

que les Parties retirent du Contrat un avantage réciproque optimal.



12



ARTICLE 4

COMITE TECHNIQUE DE SUIVI DES OPERATIONS PETROLIERES

4.1

Pour le suivi des Opérations Pétrolières, un Comité Technique de Suivi des Opérations

Pétrolières (CTSOP) est institué. Il est composé de représentants du Contracteur et de ceux

de l’Administration des Hydrocarbures.

Le CTSOP est présidé par le Responsable de l’Administration des Hydrocarbures ou son

représentant. L’Opérateur assure le secrétariat dudit Comité et dresse le procès-verbal de

chaque réunion.

4.2

Le Comité Technique de Suivi des Opérations Pétrolières est un organe consultatif. Il est

chargé d’examiner et d’émettre des avis, suggestions et recommandations notamment sur :





le plan global des travaux de recherche, de développement, de production ainsi

que leurs termes économiques et financiers prévisionnels établis pour la durée du

Contrat ;







l’évolution de la réalisation des prévisions économiques et financières initiales ;







les programmes de travaux et le budget annuel prévus au titre des Opérations

Pétrolières et toutes les révisions qui peuvent y être apportées ;







la conduite des Opérations Pétrolières (projets, gestion des équipements et des

installations,…) et l’exécution des contrats de prestations de services ;







les études prévues et réalisées ;







les réalisations de travaux de développement et de production des Gisements

découverts et les dépenses correspondantes ;







la commercialité de toute découverte d'Hydrocarbures ;







les réalisations de travaux d'exploration, de développement et de production des

Gisements découverts et les dépenses correspondantes ;







les versements annuels et les intérêts capitalisés sur le Compte RES pour les

Opérations RES ;







la délimitation des Gisements d'Hydrocarbures découverts et la configuration des

périmètres faisant l'objet d'une demande d'Autorisation Exclusive de

Développement et de Production ;







les études d’avant-projet de développement ;







le dimensionnement des équipements et installations essentiels ;







l’état et l’évolution des réserves ;







les prévisions et réalisations des plans annuels de production ;







l'application des règles de conservation des Gisements édictées par

l’Administration ou, à défaut, inspirées des pratiques généralement admises dans

l'industrie des hydrocarbures ;







les méthodes et les procédures établies et à suivre par l’opérateur pour la conduite

efficiente des opérations pétrolières ;

13







le choix entre l'achat et la location par l’Opérateur des gros équipements en

application des stipulations du présent Contrat ;







les mesures de Qualité, Hygiène, Santé, Sécurité, Sûreté et Environnement

(QHSSSE) relatives aux Opérations Pétrolières ;







le respect des dispositions règlementaires en matière de droit du travail ;







la formation de Gabonais et le transfert des compétences et des technologies ;







tout autre aspect de la gestion des ressources humaines impactant la conduite des

opérations ;







le suivi du programme d’exécution du Contenu Local.



Le CTSOP peut recommander à l’une des Parties d’approfondir une étude sur un point

spécifique. Les conclusions de cette étude font l’objet d’une présentation à une date arrêtée

d’accord mutuel entre les Parties.

4.3

Le CTSOP se réunit au moins deux (02) fois par an. Les réunions se tiennent,

alternativement au siège de l’Administration des Hydrocarbures et au sein des locaux de

l’Opérateur au Gabon ou si nécessaire dans les locaux abritant les services techniques de la

Société Mère de l’Opérateur, à l'initiative du Contracteur ou du responsable de

l’Administration des Hydrocarbures.

La convocation des réunions du CTSOP est adressée par l’Opérateur ou le responsable de

l’Administration des Hydrocarbures, au moins trente (30) jours avant la date desdites

séances.

L'ordre du jour des sessions du CTSOP est proposé par la Partie ayant demandé la réunion.

Les documents nécessaires relatifs aux points de l'ordre du jour sont préparés par

l’Opérateur ou, le cas échéant, par l’Administration des Hydrocarbures et communiqués

aux membres du CTSOP au moins quinze (15) jours avant la date de la réunion.

Lors des réunions du CTSOP, chaque Partie peut se faire assister par un expert sur des

points spécifiques liés aux engagements de travaux. La présence de cet expert sera limitée

à ces seuls points de l’ordre du jour.

4.4

Les frais occasionnés par l'activité du CTSOP sont à la charge du Contracteur et considérés

comme des Coûts Pétroliers.



14



ARTICLE 5

PERIODE D'EXPLORATION ET ENGAGEMENTS DE TRAVAUX

5.1

Suite à la signature du présent Contrat, le décret portant approbation est adopté et l’AEE

est délivrée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures pour une durée de [indiquer

la durée] Années Contractuelles pour la première phase, renouvelable une fois à la

demande du Contracteur pour une seconde phase de [indiquer la durée] Années

Contractuelles.

Toutefois, le renouvellement de l’AEE pour le passage à la deuxième phase est conditionné

par l’exécution des engagements de travaux souscrits au titre de la première phase,

conformément à l’article 5.3 ci-dessous.

5.2

Sans préjudice des stipulations de l’article 5.8 relatives à l’extension des phases

d’exploration, la durée de huit (08) Années Contractuelles prévue pour l’exploration peut

être prorogée d’un (01) an maximum à la demande du Contracteur qui doit faire la preuve

que ce délai supplémentaire est nécessaire pour l’achèvement des travaux d’exploration.

La demande de prorogation doit être transmise à l’Administration des Hydrocarbures au

moins quarante-cinq (45) jours avant la fin de la période d’exploration.

Cette prorogation donnera lieu au paiement d’un bonus d’un million cinq cent mille (1 500

000) dollars des Etats-Unis d’Amérique.

5.3

Les deux phases d’exploration s’accompagnent des engagements de travaux respectifs ciaprès :

1.



première phase d’exploration, le Contracteur est tenu de réaliser au moins :







[ indiquer les travaux] ;

[indiquer les travaux] ;



Pour réaliser ce Programme de Travaux dans les conditions techniques généralement

admises dans l'industrie des Hydrocarbures, le Contracteur engagera une somme estimée à

[indiquer le montant] de dollars des Etats-Unis d’Amérique pour [indiquer les travaux] et

[indiquer le montant] pour [indiquer les travaux].

2.



Deuxième phase d’exploration, le Contracteur est tenu de réaliser au moins :





[indiquer les travaux].



Pour réaliser ce Programme de Travaux dans les conditions techniques les meilleures

généralement admises dans l'industrie des Hydrocarbures, le Contracteur engagera une

somme estimée à [indiquer le montant] de dollars des Etats-Unis d’Amérique.

5.4

Le Contracteur est tenu de réaliser l'intégralité des travaux prévus pour une phase

d'exploration considérée.

Les engagements financiers relatifs aux Programmes de Travaux ne sont qu’une estimation

et ne sauraient limiter le financement de la totalité desdits travaux.

15



La réalisation de l'une quelconque des obligations d’engagements de Travaux

antérieurement à la signature du présent Contrat dispense le Contracteur de l’exécution de

cette obligation, sans préjudice de leur comptabilisation au titre de Coûts Pétroliers, dès

lors qu’ils ont été approuvés par l’Administration des Hydrocarbures.

Si, à l'expiration de l'une quelconque des phases d'exploration, le Contracteur n'a pas

rempli ses engagements de travaux définis à l'article 5.3, il est tenu de payer à l'Etat, dans

les trente (30) jours de la date d'expiration de la phase concernée, une indemnité

correspondant au coût du niveau des travaux non réalisés.

En cas de retard dans le paiement de l'indemnité à verser à l'Etat, les sommes dues à ce titre

portent intérêt calculé à compter de la date limite à laquelle l’indemnité aurait dû être

payée, et jusqu'à leur paiement par le Contracteur, au taux LIBOR majoré de deux cent

(200) points de base.

Le Contracteur sera entièrement dégagé de son obligation de réaliser le Programme de

Travaux relatif à la phase concernée en s’acquittant de cette indemnité.

Si, au cours de la première phase d'exploration, le Contracteur effectue des travaux et des

dépenses supplémentaires en sus des engagements de travaux et de la (des) somme(s)

visée(s) à l’article 5.3(1), les travaux et dépenses supplémentaires peuvent être reportés par

le Contracteur dans la deuxième phase et portés au crédit des engagements de travaux et de

la (des) somme(s) visée(s) à l’article 5.3(2).

5.5

La demande de passage d’une phase d’exploration à une autre est recevable par

l’Administration des Hydrocarbures sous la condition suspensive que le Contracteur ait

exécuté tous ses engagements de travaux et les autres obligations contractuelles.

A cet effet, le Contracteur est tenu de faire une présentation à l’Administration des

Hydrocarbures du bilan de l’ensemble des activités réalisées aux fins d’obtention du quitus

pour le passage en phase suivante. Cette présentation doit être effectuée avant la demande

de passage d’une phase d’exploration à une autre qui doit parvenir à l’Administration des

Hydrocarbures au plus tard quatre-vingt-dix (90) jours avant la fin de la phase

d’exploration en cours.

5.6

Lorsque l’Administration des Hydrocarbures constate que le Contracteur n'a pas rempli ses

engagements de travaux au titre d'une phase d'exploration donnée, elle doit notifier par

écrit les insuffisances constatées au Contracteur.

Le Contracteur doit préciser à l’Administration sa décision :





soit de continuer l’exécution des travaux et de les reporter à la phase

suivante ;







soit d’arrêter les travaux et de payer en conséquence l’indemnité

prévue à l’article 5.4.



5.7

Sur demande dûment justifiée par des travaux supplémentaires ou s’il est fait la preuve de

difficultés ayant empêché l’exécution intégrale des engagements contractuels au titre de la

phase considérée, le Contracteur peut obtenir exceptionnellement une extension du délai

des Travaux.

16



Les extensions sollicitées pour l’ensemble des phases d’exploration ne peuvent excéder au

total douze (12) mois.

Chaque extension de phase donne lieu au paiement d’un bonus de cent mille (100 000)

dollars des Etats-Unis d’Amérique par mois d’extension.

L’extension de phase est accordée par décision de l’Administration des Hydrocarbures si le

Contracteur souhaite entreprendre des travaux supplémentaires ou s’il fait la preuve des

difficultés l’ayant empêché d’exécuter intégralement et parfaitement ses engagements

contractuels au titre de la phase considérée.

La demande d’extension de phase doit être introduite auprès de l’Administration des

Hydrocarbures quarante-cinq (45) jours avant la fin de la phase considérée.

L’absence de réponse de l’Administration des Hydrocarbures avant la fin de la phase

considérée vaut accord.

5.8

En cas de découverte d’un Gisement commercialement exploitable, le Contracteur dispose,

pendant la durée de la période d’exploitation, du droit à poursuivre l’exploration sur le

reste de la Zone Délimitée. A cet effet, l’Etat et le Contracteur conviennent de nouveaux

engagements de travaux.

Les Coûts Pétroliers relatifs à ces nouveaux engagements de travaux sont récupérés dans

les mêmes termes et conditions prévus à l’article 21 du présent Contrat.



ARTICLE 6

DES PROFONDEURS DE FORAGE D’EXPLORATION ET DE L’OPERATION

SOLE RISK

6.1

Les forages doivent être exécutés conformément aux normes et standards généralement

admis dans l'industrie des Hydrocarbures.

Les opérations de forage doivent être arrêtées si l’Opérateur juge qu’il existe des risques

sur le plan de la santé, de la sécurité, de la sûreté ou de l’environnement.

6.2

Tous les puits d’exploration seront forés jusqu’à ce que les principaux réservoirs présalifères ou post-salifères identifiés dans le Programme de forage approuvé par

l’Administration des Hydrocarbures, soient reconnus en totalité à la profondeur prévue

dans le Programme de forage approuvé par l’Administration des Hydrocarbures.

Si à cette profondeur prévue dans le Programme de forage approuvé par l’Administration

des Hydrocarbures, ces réservoirs n’ont pas été rencontrés, le Contracteur informe

immédiatement l’Administration des Hydrocarbures de son intention d’arrêter ou de

poursuivre les opérations de forage.

6.3

A l’issue de cette notification, si l'Etat veut reconnaître et tester des niveaux géologiques

plus profonds que ceux prévus dans le Programme de forage approuvé par l’Administration

17



des Hydrocarbures, il demande à l’Opérateur de poursuivre ledit forage à la profondeur

qu’il indique.

L’Opérateur est alors tenu de poursuivre ledit forage à la profondeur indiquée par l’Etat.

Dans ce cas :

I-



L’Opérateur est d’accord pour poursuivre les opérations d’approfondissement du

puits et d’engager au nom du Contracteur le financement desdites opérations, les

dépenses correspondantes sont incluses dans le compte des Coûts Pétroliers ;



II- L’Opérateur est d’accord pour poursuivre les opérations d’approfondissement du

puits mais de ne pas prendre à sa charge le financement desdites opérations, les

frais et risques liés à l’approfondissement du puits réalisé par l’Opérateur sur

demande expresse de l’Etat sont alors intégralement supportés par l'Etat. Les

dépenses correspondantes ne sont pas incluses dans le compte des Coûts

Pétroliers. Par conséquent, l’Opérateur doit faire parvenir à l’Etat la facture dont

le paiement est réalisé par l’Etat soixante (60) jours après réception.

En cas de découverte d’Hydrocarbures commercialement exploitable à la suite de cet

approfondissement dont l’Etat a supporté l’intégralité des frais et risques, et si l’Opérateur

décide de participer au développement de cette découverte, ce dernier est tenu de

rembourser à l’Etat les frais engagés pour ledit approfondissement majorés de trois cents

pour cent (300%). Cette prime de trois cents pour cent (300%) n’est pas incluse dans le

compte des Coûts Pétroliers.

6.4

Sous réserve de l’approbation de l’Administration des Hydrocarbures, l’arrêt d’un forage à

une profondeur inférieure à celle initialement prévue peut intervenir après que l’Opérateur

ait notifié l’arrêt du forage à l’Administration des Hydrocarbures.

Dans les soixante-douze (72) heures au plus tard, les Parties doivent se concerter pour

examiner les conditions d’arrêt du forage. Cette concertation est sanctionnée par un procèsverbal de réunion. La décision de l’Administration des Hydrocarbures est notifiée

officiellement à l’Opérateur.

Cet arrêt peut notamment intervenir dans les cas suivants :





les réservoirs, suivant le forage, sont rencontrés à une profondeur inférieure à la

profondeur contractuelle ; dans ce cas, les Parties se consulteront pour examiner si

la poursuite du forage présente un intérêt ;







les réservoirs visés ne sont pas rencontrés malgré l’approfondissement du forage ;







le socle est rencontré à une profondeur inférieure à celle qui était prévue ;







la poursuite du forage présente un danger manifeste en raison de l’existence d’une

pression anormale de formations ;







des formations rencontrées, dont la dureté ne permet pas la poursuite du forage ;







des formations rencontrées, dont la traversée nécessite, pour leur isolement, la

pose de tubes ne permettant pas d’atteindre la profondeur définie.



18



En cas d’approbation de l’arrêt des opérations de forage, le Contracteur est libéré de

l’exécution de l’engagement des travaux relatifs audit forage.



ARTICLE 7

PROGRAMMES ANNUELS DE TRAVAUX ET BUDGETS CORRESPONDANTS

7.1

Au plus tard trois (03) mois après la Date Effective, l’Opérateur soumet à l’Administration

des Hydrocarbures, pour approbation, un Programme Annuel de Travaux et le Budget

correspondant, spécifiant les Opérations Pétrolières.

Au plus tard le 30 novembre de chaque Année Civile, l’Opérateur soumet à

l’Administration des Hydrocarbures pour approbation, un Programme Annuel de Travaux

et le Budget correspondant, après qu’ils ont été présentés au CTSOP.

7.2

Le Programme de Travaux et Budget correspondant doivent inclure un descriptif technique

et financier de chaque type d’Opérations Pétrolières ainsi que le calendrier des travaux.

Le Programme de Travaux et Budget correspondant peuvent inclure, le cas échéant, et sans

que cette liste soit limitative :

- les études géologiques, géophysiques et/ou géochimiques ;

- la géologie de terrain ;

- les travaux d’acquisition géophysique ;

- les traitements et retraitements des données sismiques ainsi que leur interprétation

subséquente ;

- les analyses de laboratoire ;

- l’interprétation des mesures réalisées ;

- les modélisations et/ou simulations de réservoirs ;

- les projets de forage, les outillages et équipements nécessaires ;

- la gestion des réservoirs ;

- les complétions des puits et reconditionnement de puits ;

- le soutien logistique nécessaire ;

- les études d’avant projets de développement ;

- la conception, le dimensionnement, l’installation, et le cas échéant, le démantèlement

des équipements et installations essentiels ;

- les travaux de garantie de l’intégrité des équipements et des installations ;

- la formation de Gabonais et le transfert des compétences et des technologies ;

- les prévisions et réalisations de production ;

- la performance QHSSE prévue et réalisée ;

- tout autre aspect de la gestion des ressources humaines impactant la conduite des

opérations ;

19



- le suivi du programme d’exécution du Contenu Local ;

- les principaux projets relatifs à la responsabilité sociale de l’Entreprise ;

- le plan d’abandon de site mis à jour ;

- le Budget ventilé pour chaque Opération Pétrolière, conformément au présent article

et à la procédure comptable.

7.3

Si l’Administration des Hydrocarbures a des modifications à apporter aux Opérations

Pétrolières prévues au Programme Annuel de Travaux, elle doit, dans un délai de trente

(30) jours suivant la réception de ce programme, faire des recommandations écrites au

Contracteur.

En cas de désaccord, l’Opérateur et l’Administration des Hydrocarbures se réunissent aussi

rapidement que possible pour examiner les points de divergence et faire de leur mieux pour

arrêter, d'un commun accord, le Programme Annuel de Travaux et le Budget

correspondant.

En l'absence d'accord dans les quinze (15) jours, une Partie peut soumettre la question à un

Expert Indépendant.

Si, à l'expiration du délai de trente (30) jours prévu ci-dessus, l’Administration des

Hydrocarbures n'a pas adressé de demande de modifications à l’Opérateur ou en cas de

désaccord des Parties sur les modifications à apporter, le Programme Annuel de Travaux et

le Budget correspondant sont réputés avoir été approuvés.

7.4

Toute modification du contenu du Programme Annuel de Travaux en cours d’exécution

requiert l’approbation de l’Administration des Hydrocarbures. Le Contracteur doit

soumettre ses propositions de modifications du Programme Annuel de Travaux à

l’Administration des Hydrocarbures qui fera des recommandations écrites dans les trente

(30) jours suivant la réception du programme. En cas de désaccord, le Contracteur et

l'Administration des Hydrocarbures doivent se réunir dès que possible, mais en tout état de

cause dans les quinze (15) jours suivant la réception par l'Administration des

Hydrocarbures de la notification du Contracteur le demandant, pour examiner les points de

divergence et faire de leur mieux pour convenir des modifications du contenu du

Programme Annuel de Travaux.

7.5

Les dépenses engagées par le Contracteur dans le cadre du Programme Annuel de Travaux

peuvent être supérieures de dix pour cent (10%) par rapport au Budget approuvé.

Les dépassements du Budget au-delà de la limite de dix pour cent (10%) doivent être

préalablement autorisés par l’Administration des Hydrocarbures, dans les trente (30) jours

à partir de la réception de la demande de l’Opérateur. Le défaut de réponse de

l’Administration des Hydrocarbures dans ce délai vaudra acceptation.

Tout dépassement non autorisé de ce seuil de dix pour cent (10%) ne constitue pas un Coût

Pétrolier.



20



7.6

Nonobstant les stipulations des articles 7.1 à 7.5 du présent Contrat, en cas d’évènement

imprévu qui nécessite, selon l’avis de l’Opérateur, un engagement immédiat des dépenses,

l’Opérateur est autorisé à les engager. La prise en compte de ces dépenses dans le compte

des Coûts Pétroliers est conditionnée par la justification de l’imprévu à l’origine de ces

dépenses par l’Opérateur et la vérification suivie de l’approbation des dépenses par

l’Administration des Hydrocarbures.



ARTICLE 8

UTILISATION DES TERRAINS, DES RESSOURCES NATURELLES ET DES

INSTALLATIONS

8.1

L’Opérateur a la faculté, moyennant, le cas échéant, paiement de redevances appropriées et

sous réserve du respect de la réglementation en vigueur et de l’obtention des autorisations

requises auprès des Administrations compétentes, d'utiliser les terrains, les installations et

de prélever les ressources naturelles nécessaires à la réalisation des Opérations Pétrolières.

L’Etat mettra gratuitement à la disposition du Contracteur, pour les besoins des Opérations

Pétrolières, les terrains lui appartenant nécessaires à la réalisation de ces opérations. Le

Contracteur pourra y construire et y entretenir, au-dessus et en-dessous du sol, les

installations nécessaires à la conduite des Opérations Pétrolières, et l’Administration

compétente autorisera le Contracteur, dans le cadre de la réglementation, à construire,

utiliser et entretenir ces installations.

L’utilisation des terrains et les prélèvements des ressources naturelles par l’Opérateur ne

doivent pas gêner les riverains et les autres activités économiques.

8.2

Dans le cas où les Opérations Pétrolières nécessitent l'occupation de terrains, appartenant à

des personnes physiques ou morales, l’Opérateur doit s'efforcer d'aboutir avec ces

dernières à un accord fixant une indemnité juste et équitable en compensation de la

privation de jouissance subie.

En cas de désaccord, l’Opérateur doit saisir l'Etat qui interviendra en vue d’une solution

adéquate pour les Parties.

Le montant de l’indemnité visée ci-dessus est inclus au débit du compte des Coûts

Pétroliers.

8.3

Dans des cas exceptionnels, l'État peut procéder à la réquisition des biens et/ou services du

Contracteur, dans les conditions prévues par la législation en vigueur au Gabon,

notamment en vue d’assurer la continuité des Opérations Pétrolières et contre

indemnisation du Contracteur et de la durée des AEE et AEDP correspondantes.

L’Opérateur est tenu de faciliter la mise à disposition de ses moyens au bénéfice de l'État.

Les frais éventuels relatifs à cette réquisition constituent des Coûts Pétroliers.



21



ARTICLE 9

PROPRIETE DES BIENS

9.1

Les biens meubles et immeubles ainsi que les données et les études, acquis ou fabriqués

par le Contracteur pour la réalisation des Opérations Pétrolières, sont de plein droit la

propriété exclusive de l'Etat. Leur usage par le Contracteur dans le cadre des Opérations

Pétrolières est une mise à disposition tacite, consentie par l’Etat à titre gracieux, pour un

délai fixé d’accord parties en fonction de la nature du bien concerné.

Toutefois, les biens meubles et immeubles loués auprès des Tiers ne sont ni la propriété de

l’Etat ni celle du Contracteur.

9.2

A conditions économiques équivalentes, le Contracteur s’engage à donner la priorité à

l’achat des équipements et des biens plutôt qu’à leur location.

Toute acquisition, fabrication ou location de ces biens et équipements doit être approuvée

par l’Administration des Hydrocarbures.

Toute exportation d’échantillons d’hydrocarbures doit être approuvée par l’Administration

des Hydrocarbures dans les meilleurs délais.

9.3

Le Contracteur utilise à titre gracieux ces biens meubles et immeubles dans le cadre du

présent Contrat. Il peut aussi les utiliser pour la réalisation d'autres Opérations Pétrolières

régies par d'autres contrats signés avec l’Etat gabonais, contre paiement d'un prix de

location approuvé par l’Administration des Hydrocarbures et calculé selon les usages et

pratiques de l’industrie pétrolière.

Les recettes issues de cette location sont inscrites au crédit du compte des Coûts Pétroliers

et viennent en diminution dudit compte. Toutefois, ces recettes sont reversées à l'Etat si les

Coûts Pétroliers restant à récupérer ne correspondent plus qu'à des dépenses courantes

d'exploitation.

9.4

Pour couvrir et sauvegarder ces biens, l’Opérateur souscrit, pour le compte de l'Etat, toutes

les polices d’assurance exigées par la réglementation en vigueur et conformément aux

pratiques généralement admises dans l’industrie des Hydrocarbures. Les primes

d'assurance payées à ce titre sont incluses dans le compte des Coûts Pétroliers.

Les indemnités perçues en cas de sinistre sont inscrites au crédit du compte des Coûts

Pétroliers et viennent en diminution dudit compte.

9.5

En matière d’acquisition et de location de biens ou de services, l’Opérateur doit exercer la

préférence nationale au profit des Sociétés gabonaises dans des conditions concurrentielles

en matière de prix, de qualité, de performance de sécurité / de sûreté/ de santé /

d’environnement et de capacité de réalisation dans les délais requis.

Pour les contrats dont la valeur unitaire est supérieure ou égale à la somme d’un million

(1 000 000) de dollars des Etats-Unis d’Amérique, l’Opérateur doit lancer la procédure

22



d'appel d'offres sous la supervision de l’Administration des Hydrocarbures, conformément à

la procédure d’appel d’offres en matière d’hydrocarbures, qui constitue l’Annexe 4 du

présent Contrat.



ARTICLE 10

QUALITE, HYGIENE, SANTE, SECURITE, SURETE ET ENVIRONNEMENT



10.1

L’Opérateur est tenu de disposer d’une politique Qualité, Hygiène, Santé, Sécurité, Sûreté

et Environnement (QHSSSE) conforme à la règlementation en vigueur en République

Gabonaise ainsi qu’aux normes internationales du secteur des hydrocarbures,

communiquée et approuvée par l’Administration des Hydrocarbures.

Cette politique doit être diffusée, expliquée et comprise par tout le personnel de

l’Opérateur, ainsi que par tous ses sous-traitants.

10.2

L’Opérateur tout comme ses sous-traitants sont tenus de mettre à jour leurs procédures et

consignes QHSSSE.

10.3

L’Opérateur est tenu de s’assurer que les Equipements de Protection Individuelle (EPI) mis

à la disposition de ses agents et ceux de l’Administration sont appropriés aux risques

existants, adaptés aux conditions de réalisation des travaux, à l’ergonomie et aux

utilisateurs.

10.4

L’Opérateur est tenu de bien identifier les produits dangereux. Le stockage et la

manipulation de ces produits doivent être conformes aux recommandations du fabricant et

à la réglementation en vigueur.

L’Opérateur est tenu de maîtriser, signaler et analyser les déversements et les fuites

d’Hydrocarbures.

10.5

L’Opérateur est tenu de prendre toutes les dispositions pour limiter les quantités de déchets

produits, notamment en privilégiant toutes les opérations de valorisation possibles,

conformément à la règlementation en vigueur.

Dans le cadre du processus de gestion des déchets, l’Opérateur doit veiller à faire respecter

les étapes suivantes :

1234-



tri ;

collecte ;

conditionnement ;

élimination.



10.6

L’Opérateur doit entretenir et vérifier périodiquement les installations de détection,

d’extinction et de protection d’incendie.

23



Les procédures et consignes d’évacuation ainsi que les plans d’urgence doivent être

affichés de manière visible et publique dans les locaux et sites de l’Opérateur.

10.7

L’Opérateur est tenu de ne pas rejeter les eaux issues des tests de production dans la nature

sans analyses préalables. La qualité de ces eaux rejetée doit être conforme aux limites et

exigences de la règlementation en vigueur.

10.8

L’Opérateur doit éviter de générer des pollutions et nuisances sur l’environnement,

conformément à la règlementation en vigueur.

Face à tout évènement portant atteinte aux personnes, aux biens ou à l’environnement,

l’Opérateur est tenu de transmettre à l’Administration des Hydrocarbures un rapport

détaillé sur la situation.

En cas d’urgence, il peut solliciter l’interruption partielle ou totale des activités en fonction

du niveau de gravité de l’incident.

10.9

L’Administration des Hydrocarbures et l’Opérateur se réuniront régulièrement en vue de

faire un bilan des incidents survenus et des plans d’action réalisés aux fins de prendre des

actions correctives.

10.10

L’Opérateur est tenu de réaliser une évaluation des risques industriels et spécifiques. Cette

évaluation doit être périodiquement mise à jour. Un plan de réaction en cas de situation à

risque (plan d’urgence interne) doit être établi.

10.11

Tout projet d’Installations Classées pour la Protection de l’Environnement (ICPE) est

soumis à la réalisation préalable d’une étude de dangers et d’une étude d’impact

environnemental conformément à la règlementation en vigueur.

10.12

L’Opérateur est tenu de réaliser une surveillance médicale régulière de ses agents.

L’aptitude médicale au poste doit être vérifiée et tracée avant embauche ou changement de

poste. Les agents exposés aux risques spécifiques doivent faire l’objet de visites

supplémentaires en fonction de l’exposition.

10.13

Dès lors que la responsabilité du Contracteur est engagée, conformément à la

réglementation en vigueur, celui-ci doit entreprendre toutes actions adéquates et

nécessaires en vue de dédommager les Tiers pour les préjudices subis par eux ou pour les

dommages causés à leurs biens du fait des Opérations Pétrolières.

10.14

En mer, les travaux effectués par l’Opérateur dans le cadre du présent Contrat doivent,

selon leur nature et les circonstances, être réalisés, placés, indiqués, balisés, équipés et

conservés de façon à laisser, en permanence et dans de bonnes conditions de sécurité, le

libre passage à la navigation dans les eaux de la Zone Délimitée, sous réserve que ce libre

passage ne gêne pas les Opérations Pétrolières en cours et planifiées.

24



ARTICLE 11

RAPPORTS D'ACTIVITES PENDANT LA PERIODE D'EXPLORATION

11.1

L’Opérateur est tenu de transmettre à l’Etat, par l'intermédiaire de l’Administration des

Hydrocarbures toutes les informations et données pétrolières se rapportant à son activité. Il

s’agit, entre autres :

I-



de rapports à fournir sous format papier et électronique au fur et à mesure des

opérations de recherche, notamment :

1)



de suivi des Opérations Pétrolières trimestrielles et annuelles ;



2)



de synthèse d’activités durant chaque phase d’exploration ;



3)



des études de faisabilité de mise en œuvre et de résultats de test des campagnes

diverses ;



4)



des données brutes terrain, d’acquisition géophysiques, non géophysiques et

diverses ;



5)



de jeu complet des données de position/navigation des études d’acquisition

diverses ;



6)



de jeu complet des profils ou des cubes sismiques sujets au traitement et/ou

retraitement sismique et divers ;



7)



de jeu complet de volumes ou cubes sismiques (deux et trois dimensions) et

puits, défini en temps et en Profondeur, interprété, et généré sur Station de

Travail ;



8)



des rapports d'études et d'interprétation géologique, géophysique et divers ;



9)



des études de projets géophysiques et non géophysiques, des rapports

d'implantation de forage, de rapport technique et diverses ;



10)



des rapports journaliers des campagnes d’acquisition géophysiques, non

géophysiques, de forage, de surveillance géologique, de description

géologique, de test de production, de progression du forage fonction des coûts

en cours ;



11)



de jeu complet des mesures électriques mesurées en temps réels, en temps

différés, interprétées et d’enregistrements divers ;



12)



de la collecte des échantillons terrain bruts (déblais, carottes, fluides et gaz) ;



13)



des rapports d’analyses effectuées sur les échantillons (déblais, carottes, fluides

et gaz) ;



14)



des rapports finaux d’acquisition géophysique, non géophysique, de forage, de

sondage et de test de production ;



15)



du bilan de gestion des stocks de matériel de forage ;



16)



du rapport des performances des services pétroliers associés aux activités

impliquées dans la recherche des Hydrocarbures ;



17)



du rapport de fin des Opérations Pétrolières diverses, notamment du bouchage

et de l’abandon du puits ;



18)



de la fiche Prospect et volumétrique du Gisement ;

25



19)



du modèle économique associé au gisement ;



20)



de l’évaluation technique du permis d’exploration ;



21)



des études techniques diverses.



II-



de rapports comptable, financier, juridique et fiscal à transmettre, avant la fin de

chaque Année Civile, à l’Administration des Hydrocarbures conformément aux

stipulations de l’Accord Comptable figurant en Annexe 2, notamment :

1)

2)

3)

4)

5)

6)

7)

8)

9)



la valeur des immobilisations acquises, fabriquées ou louées ;

les dates d’acquisition, de mise en service, de fabrication et de location des

immobilisations ;

la valeur nette comptable et les taux d’amortissement des immobilisations ;

les sommes perçues au titre des ventes d’immobilisations et les plus ou moinsvalues de cession d’actifs ;

les sommes perçues au titre de la location ;

les copies des contrats de prestations de services ;

la déclaration statistique et fiscale ;

les impôts payés ;

les paiements au titre des Fonds de Concours.



11.2

Sans préjudice des stipulations des alinéas précédents, l’Opérateur est tenu de dresser à

l’Administration des Hydrocarbures, un rapport sur les Opérations Pétrolières réalisées au

cours de chaque Mois Civil. Ledit rapport doit être transmis avant le quinze (15) du Mois

Civil suivant.

11.3

L’Opérateur est tenu d'informer sans délai l’Administration des Hydrocarbures, de toute

découverte de substances minérales autres que les Hydrocarbures.

11.4

L’Etat est propriétaire des informations et données pétrolières. De ce fait, il en dispose

sous réserve du respect des règles de confidentialité prévues à l’article 3.16 ci-dessus.

L’Etat dispose d’un pouvoir général de contrôle sur les Opérations Pétrolières. A cet effet,

il peut à tout moment demander que lui soient transmis, dans les vingt-quatre (24) heures

qui suivent, tous types d’informations qu’il juge nécessaires. Le contracteur ne pourra

s’opposer à aucune demande relative aux informations concernant tous les contrats liés aux

Opérations Pétrolières.



26



ARTICLE 12

DECOUVERTE ET MISE EN PRODUCTION

12.1

En cas de découverte d’un Gisement d'Hydrocarbures, l’Opérateur est tenu de réserver la

primeur de l’information à l’Administration des Hydrocarbures par téléphone dans les

heures qui suivent. Cette information doit être confirmée par écrit dans les vingt-quatre

(24) heures après la découverte.

12.2

Dans les cent-cinquante (150) jours suivant la découverte du Gisement, l’Opérateur doit, si

le Gisement semble présenter un caractère commercial, soumettre à la validation de

l’Administration des Hydrocarbures, un programme et un budget d’appréciation de cette

découverte.

L’Administration dispose de trente (30) jours à compter de la réception pour donner son

avis, faute de quoi le programme et le budget d’appréciation seront réputés approuvés. En

cas de demande de modification par l’Administration, l’Opérateur dispose de quarantecinq (45) jours pour soumettre un nouveau programme et un nouveau budget

d’appréciation.

Si l'Administration ne notifie pas le Contracteur de son nouvel avis dans les trente (30)

jours, le nouveau programme et le nouveau budget d’appréciation seront réputés

approuvés.

Si l'Administration demande de nouvelles modifications au nouveau programme et budget

d’appréciation, les deux Parties seront tenues de se réunir à bref délai pour trancher

définitivement la question.

En cas de persistance du désaccord, les Parties s’engagent à confier le règlement à un

Expert Indépendant choisi d’accord parties. Ce dernier dispose d’un délai de trente (30)

jours pour rendre son rapport, qui s’impose aux Parties.

A la suite de la validation du programme et du budget d’appréciation, l’Opérateur met en

œuvre le programme d’appréciation, présente un rapport des travaux d’appréciation et se

prononce sur le caractère commercial ou non de la découverte.

L’appréciation de la découverte est effectuée suivant les étapes définies ci-dessus et ne

peut excéder, dans tous les cas, vingt-quatre (24) mois à compter de la déclaration de la

découverte. Toutefois, si la déclaration de commercialité intervient avant cette période, la

durée de l’appréciation prend fin.

Dans le cas où une découverte est déclarée non commerciale, ladite découverte peut

ultérieurement être déclarée commerciale à tout moment si des travaux supplémentaires

d’appréciation au sein de la Zone Délimitée déterminent qu’il existe suffisamment

d’Hydrocarbures dans la Zone Délimitée pour justifier un développement commercial.



27



12.3

Après la signature de la déclaration de commercialité visée à l’article 12.2 ci-dessus,

l’Opérateur dispose d’un délai de neuf (09) mois pour présenter à l’Administration des

Hydrocarbures, aux fins d’examen en vue d’approbation, le Plan de Développement et le

budget y relatif.

Le Plan de Développement doit comprendre notamment les éléments suivants :

I-



Sur le plan Juridique :

i)



le domicile ou siège social ;



ii) le capital social.

II- Sur le plan Economique et Financier :

i)



la ou les parts d’intérêts détenues par chaque membre du Contracteur ;



ii) le plan de financement du Contracteur et les conditions associées ;

iii) le budget de développement et de production des Hydrocarbures ;

iv) le profil de production, les hypothèses prévisionnelles de prix de vente du

Baril, des coûts d’investissement annuels et des coûts opératoires annuels ;

v) le coût de production du Baril estimé sur la période.

III- Sur le plan Technique :

i)



le projet de délimitation de la Zone d'Exploitation qui doit être strictement

circonscrite par les coordonnées géographiques dans le système de projection

UTM, basé sur l’ellipsoïde de Clarke 1880, fuseau 32, dont l’origine est le

point astronomique de M’PORALOKO ;



ii) les documents d’interprétations, notamment, géologiques, géophysiques,

sismiques et diagraphiques et toute autre information puits sur lesquelles est

basée la détermination du Gisement ;

iii) l’extrait de la carte au 1/200 000 sur laquelle sont reportés les sommets et les

limites de la zone objet de la demande ;

iv) le mémoire détaillé indiquant les résultats des travaux d'exploration et

d’appréciation exécutés dans la Zone Délimitée, notamment les données et les

résultats de test de puits, et donnant la position, la nature et les caractéristiques

du Gisement d’Hydrocarbures ;

v) la déclaration de commercialité ;

vi) les équipements et travaux nécessaires prévus pour la mise en production, tels

que le nombre de puits de développement, le nombre de plates-formes, les

pipelines, les installations de production, de traitement, de stockage et de

chargement nécessaires ;

vii) le Plan initial de démantèlement des installations et de remise en état de sites ;

28



viii) le Plan de réduction du torchage de gaz et de valorisation de gaz ;

ix) le mode de détermination des volumes d’Hydrocarbures produits et exportés ;

x) le chronogramme de l’exécution des travaux relatifs au développement et à

l’exploitation des Hydrocarbures découverts ;

xi) l’estimation des réserves récupérables et des prévisions de production

mensuelle sur une durée de dix (10) ans constituant la première phase

d’exploitation.

IV- Sur le plan Qualité, Santé, Sécurité et Environnement :

i)



l’étude d’impact environnemental ;



ii) le plan de prévention et ou de lutte contre les éventuels déversements de

pétrole et les incendies ;

iii) l’étude de danger.

V-



Sur le plan du Contenu Local :

les actions pour la mise en œuvre du Contenu Local.



L’énumération des éléments ci-dessus peut être complétée en fonction des besoins de

l’Administration par tout autre élément dont la nécessité se fera sentir pour la constitution

du Plan de Développement.

Le projet de Plan de Développement et le budget y relatif doivent être transmis à

l’Administration des Hydrocarbures au plus tard quinze (15) jours avant leur présentation.

L’Administration des Hydrocarbures lors de la présentation peut faire des observations et

suggestions sur le plan de développement et le budget y relatif. L’Opérateur est tenu de

prendre en compte les conclusions de ces échanges et de faire parvenir à l’Administration

des Hydrocarbures le Plan de Développement définitif dans un délai de quinze (15) jours.

L’Administration dispose d’un délai de trente (30) jours, après réception du Plan de

Développement définitif, pour donner son approbation. L’acte d’approbation du plan de

développement est un élément constitutif de la demande d’AEDP.

Si l'Administration n'approuve pas le Plan de Développement final, l’Opérateur et

l'Administration se réunissent dans un délai de trente (30) jours pour examiner les points de

divergence afin de s’accorder sur le Plan de Développement final.

En cas de persistance du désaccord, les Parties s’engagent à confier le règlement à un

Expert Indépendant choisi d’accord parties. Ce dernier dispose d’un délai de trente (30)

jours pour rendre son rapport, qui s’impose aux Parties.

12.4

Dans un délai de trente (30) jours à compter de la constatation de l’approbation tacite ou de

la notification de l’approbation par l’Administration des Hydrocarbures du Plan de

29



Développement et du budget y relatif, l’Opérateur soumet une demande pour

l’Autorisation Exclusive de Développement et de Production.

La demande doit comporter les éléments visés à l’article 12.3 du présent Contrat.

L’Administration dispose d’un délai de quarante-cinq (45) jours suivant la réception de la

demande pour délivrer l’AEDP au Contracteur.

12.5

A compter de la date de délivrance de l’AEDP, l’Opérateur dispose d’un délai fixé dans le

Plan de Développement pour mettre en production le Gisement d’Hydrocarbures.

L’engagement de mise en production dans le délai fixé dans le Plan de Développement est

consigné dans un procès-verbal signé conjointement par l’Administration des

Hydrocarbures et l’Opérateur, lequel indique des pénalités en cas de retard d’exécution.

Toutefois, pour cause de contraintes techniques dûment justifiées par l’Opérateur, le

Ministre en charge des Hydrocarbures peut proroger ce délai qui ne peut excéder un (1) an.

12.6

La découverte d’un Gisement d’Hydrocarbures commercialement exploitable n’a pas pour

effet de libérer le Contracteur des obligations souscrites au titre des engagements de travaux

d’exploration prévus à l’article 5 du présent Contrat.



ARTICLE 13

UNITISATION

13.1

L’Opérateur est tenu d’informer l’Administration des Hydrocarbures pour toute découverte

d'un Gisement d’Hydrocarbures commercialement exploitable qui s'étendrait au-delà du

périmètre de sa Zone Délimitée.

13.2

Dans le cas où cette découverte commercialement exploitable s’étend à l'intérieur d'un bloc

libre, l’Opérateur peut adresser une demande d’extension de la Zone Délimitée à

l’Administration des Hydrocarbures qui jugera de l’opportunité d’une telle extension.

13.3

Dans le cas où le Gisement d’Hydrocarbures commercialement exploitable s’étend à

l'intérieur d'un périmètre détenu par un autre Contracteur ou tout autre entité, l’Opérateur

est tenu d’informer par écrit l’Administration des Hydrocarbures du prolongement du

réservoir sur le périmètre du permis mitoyen.

L’Administration des Hydrocarbures doit informer le titulaire du permis mitoyen du

prolongement du réservoir mis en évidence par l’Opérateur et inviter les deux Contracteurs

à collaborer en vue d’un accord de développement conjoint du Gisement commercialement

exploitable.

13.4

Le Contracteur du présent Contrat et le Contracteur détenant le permis mitoyen ont un

délai de quatre-vingt-dix (90) jours à compter de la notification de l’Administration des

Hydrocarbures pour échanger leurs données respectives et entreprendre des études en vue

30



d’un accord de développement conjoint du Gisement commercialement exploitable. Ils

sont tenus d’informer l’Administration des Hydrocarbures au fur et à mesure de

l’avancement de leurs travaux.

13.5

Le Contracteur du présent Contrat et le Contracteur détenant le permis mitoyen disposent

d’un délai maximum de vingt-quatre (24) mois à compter de la notification de

l’Administration des Hydrocarbures pour négocier et transmettre leur accord d’unitisation

qui doit comporter notamment, le pourcentage relatif à la répartition des accumulations du

Gisement unitisé ainsi que le procès-verbal de désignation de l’Opérateur. Ces deux points

sont soumis à l’approbation de l’Administration des Hydrocarbures qui dispose d’un délai

de quarante-cinq (45) jours pour statuer.

Si, en revanche, les deux Contracteurs à l’unitisation ne sont pas parvenus à un accord au

terme du délai de vingt-quatre (24) mois, l’Administration des Hydrocarbures convoque

une réunion ultime au cours de laquelle elle les invite à saisir dans un délai de trente (30)

jours un Expert Indépendant dont la mission sera de trancher le désaccord en élaborant un

accord d’unitisation définitif, conformément à l’article 13.9 et à la pratique internationale

de l’industrie pétrolière en matière d'unitisation. Cet accord revêt un caractère obligatoire

et s’impose aux Parties.

Au terme du délai qui lui est imparti, l’Expert Indépendant notifie son rapport définitif à

l’Etat et aux deux parties à l’unitisation. Dès lors, l’Etat dispose d’un délai ferme de quinze

(15) jours pour notifier l’approbation de l’accord aux deux parties.

13.6

La répartition des accumulations entre les blocs détenus par les Contracteurs dont le

Gisement est à unitiser tient compte des réserves disponibles contenues dans chaque bloc.

13.7

Au terme de l’accord d’unitisation, l’Opérateur du gisement unitisé désigné doit présenter

à l’Administration des Hydrocarbures, dans un délai de six (06) mois conformément à

l’article 12.3, un Plan de Développement.

Après l’approbation du Plan de Développement par l’Administration des Hydrocarbures,

l’Opérateur désigné doit solliciter l’AEDP conformément à l’article 12.4 du présent

Contrat.

13.8

La mise en production du Gisement unitisé intervient dans les mêmes termes et conditions

prévus à l’article 12.5.

13.9

Les termes économiques et fiscaux applicables à la Zone Unitisée sont ceux applicables à

chaque membre du nouveau Contracteur, selon le contrat que chacun a conclu avec l’État.

13.10

Lorsqu’il y a unitisation d’un Gisement, le Ministre chargé des Hydrocarbures est tenu de

délivrer une AEDP pour la Zone Unitisée et de modifier les AEE et/ou AEDP initiales

concernées par l’unitisation.



31



13.11

Dans le cas où le Gisement commercialement exploitable s’étend au-delà des frontières de

la République Gabonaise, le Contracteur est tenu d’informer par écrit l’Administration des

Hydrocarbures du prolongement transfrontalier dudit Gisement.

L’Administration des Hydrocarbures a le droit de refuser tout projet d’accord d’unitisation

portant sur un Gisement transfrontalier. Toutefois, si un accord d’unitisation peut être signé

dans un délai raisonnable après l’expiration du présent Contrat, le Contracteur aura le droit

de participer à la poursuite des Opérations Pétrolières.

ARTICLE 14

AUTORISATION EXCLUSIVE DE DEVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION

ET DELIMITATION DES ZONES D’EXPLOITATION

14.1

L’AEDP est délivrée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures pour une durée de

dix (10) ans pour le Pétrole Brut et de quinze (15) ans pour le Gaz Naturel. Ces durées sont

décomptées à partir du démarrage de la production.

14.2

Si, à la fin de ces durées initiales de dix (10) ans ou de quinze (15) ans, l’exploitation

commerciale du Gisement est encore possible, l’AEDP est, à la demande du Contracteur,

renouvelée par arrêté du Ministre en charge des Hydrocarbures, sous réserve du respect des

dispositions des articles 14.3 à 14.5 ci-dessous, pour une durée de cinq (05) ans.

L’AEDP est renouvelée une seconde fois par arrêté du Ministre en charge des

Hydrocarbures à la demande du titulaire, dans les mêmes conditions que ci-dessus, mais

pour une durée de cinq (05) ans.

L’AEDP est renouvelée une troisième fois par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures

à la demande du titulaire, sous réserve du respect des stipulations ci-dessous des articles

14.3 à 14.5, pour une durée de cinq (05) ans pour la zone conventionnelle.

14.3

Toute demande de renouvellement doit être accompagnée de la preuve, par l’Opérateur,

que toutes les obligations légales et contractuelles à la charge du Contracteur au titre de la

phase précédente ont été remplies, notamment, le niveau de réalisation du plan d’affaires

du Contracteur, le niveau de réalisation des investissements, la vérification de la

conformité des équipements aux normes, le Contenu Local.

La demande de renouvellement doit également être accompagnée d’un bilan de

l’exploitation du Gisement depuis l’octroi de l’AEDP, présentant notamment une synthèse

des coûts cumulés d’exploration, de développement et de production engagés, du coût

unitaire de production du Baril, de la production cumulée réalisée, des revenus cumulés

reçus par le Contracteur, des dépenses cumulées réalisées au Gabon auprès des Sociétés

gabonaises, des réserves récupérables estimées restantes, de la rentabilité des capitaux

investis par le Contracteur.

Le dossier de demande de renouvellement doit par ailleurs comporter un engagement de

travaux minimum et d’investissements sur la période sollicitée.

32



14.4

La demande d’attribution de l’AEDP doit comporter le Plan de Développement final

approuvé par l’Etat et établi en conformité avec les éléments visés à l’article 12.3 du

présent Contrat.

14.5

Les recommandations faites par l’Administration des Hydrocarbures relatives à l’examen

de la demande de l’AEDP doivent être notifiées par écrit au Contracteur.

Le Contracteur est tenu, dans un délai de trente (30) jours, suivant la réception de la

notification, d’apporter les amendements souhaités par l’Administration des Hydrocarbures

à la demande de l’AEDP.

14.6

Le renouvellement de l’AEDP se fait dans les mêmes termes et conditions prévus à

l’article 14.4 ci-dessus. Cependant, l’Opérateur est tenu de fournir également à

l’Administration des Hydrocarbures les éléments ci-après :

i)



la justification de la constitution en société de droit gabonais ;



ii) la justification de la propriété des locaux abritant le siège social de l’Opérateur au

Gabon;

iii) la convention de placement et de sécurisation des fonds RES ;

iv) la situation du Compte RES ;

v) le plan de Travaux RES actualisé ;

vi) le bilan des travaux réalisés ;

vii) le bilan des efforts de réduction de torchage de gaz, et le cas échéant, de

valorisation de gaz ;

viii) la production cumulée réalisée depuis la mise en production ;

ix) l’estimation des réserves restantes et les prévisions de production mensuelle sur la

durée de la phase sollicitée ;

x) le programme des travaux minimum pour la période sollicitée.

14.7

A l’occasion de tout renouvellement de l’AEDP, sans préjudice de l’application des

stipulations de l’article 46.1, les Parties peuvent demander la modification de certains

termes économiques et fiscaux du présent Contrat, notamment si les conditions

économiques et financières initiales ont notablement évolué ou si les prévisions financières

ont été réalisées ou s’avèrent difficilement réalisables.

14.8

Les demandes de renouvellement de l'AEDP doivent être présentées au plus tard quatrevingt-dix (90) jours avant l’échéance de la durée de la phase en cours de l'AEDP.

Les demandes de renouvellement de l’AEDP doivent comporter :

1- pour la deuxième phase d’exploitation : l’arrêté portant attribution de l’AEDP pour

une première phase d’exploitation et la déclaration de mise en production ;



33



2- pour la troisième phase d’exploitation : l’arrêté portant renouvellement de l’AEDP

pour une deuxième phase d’exploitation ;

3- pour la quatrième phase d’exploitation : l’arrêté portant renouvellement de l’AEDP

pour une troisième phase d’exploitation.

14.9

Les différentes demandes de renouvellement sont remises en trois (03) exemplaires

originaux au responsable de l’Administration des Hydrocarbures.

A l’expiration d’une AEDP, à la fin de la quatrième phase d’exploitation, le Contracteur a

un droit de priorité pour la négociation d’un nouveau Contrat d’Exploitation et de Partage

de Production relatif à la Zone d’Exploitation objet de l’AEDP échue.

Le Contracteur doit exercer ce droit au plus tard deux (02) ans avant cette échéance, et la

négociation entreprise dans ce cas doit être conclue au plus tard un (01) an avant

l’expiration de l’AEDP.

14.10

En cas d’échec de la négociation, l’Etat se réserve le droit de négocier avec un Tiers.

14.11

L’Administration des Hydrocarbures peut autoriser le Contracteur à mener des travaux

d’exploration dans la zone d’exploitation, notamment pour tester des thématiques ou des

structures différentes.



ARTICLE 15

INFRASTRUCTURES ESSENTIELLES

15.1

Les infrastructures de traitement, de transport et de stockage des Hydrocarbures constituent

des infrastructures essentielles à la réalisation des Opérations Pétrolières.

15.2

Le Contracteur doit construire et mettre en place tous les équipements et installations de

production, de traitement, de stockage et de transport et de comptage des Hydrocarbures

jusqu’au Point d’Enlèvement.

S’agissant de la construction des installations jusqu’au Point de Livraison, les Parties en

conviendront d’un commun accord en fonction de la nature du projet.

15.3

Avant tout début de travaux, l’Opérateur soumet pour approbation à l’Administration des

Hydrocarbures, notamment :

i)



les plans des différentes infrastructures à réaliser ;



ii) le calendrier détaillé d’exécution des travaux ;

34



iii) le plan et l’emplacement du ou des bacs de stockage, le ou les points de

traitement ;

iv) le plan du tracé, permettant d’établir le point de départ et d’arrivée des

canalisations ;

v) l'emplacement projeté pour la réalisation des canalisations ;

vi) les plans mis en œuvre pour ne pas gêner le croisement avec d’autres canalisations

ou routes et voies de passage ;

vii) les conditions de transport ainsi que les règles de sécurité de ces ouvrages ;

viii) les budgets correspondants.

Sans préjudice des autres formalités administratives en vigueur, la validation des éléments

susvisés conditionne l’obtention de l’Autorisation délivrée par arrêté du Ministre en charge

des Hydrocarbures pour la construction des infrastructures essentielles.

15.4

L’Opérateur est tenu, dans la mesure où cela n’entrave pas la bonne conduite des

Opérations Pétrolières, de donner aux utilisateurs Tiers l’accès aux infrastructures

essentielles sous réserve des capacités techniques et opérationnelles déterminées par

l’Opérateur et l’Etat, et de l’approbation par l’Administration des Hydrocarbures des

termes et conditions dudit accès.

La fixation des frais d’utilisation des infrastructures essentielles est déterminée de manière

transparente et non discriminatoire.

Les coûts de construction des infrastructures essentielles sont inclus dans le compte des

Coûts Pétroliers.

15.5

Les recettes issues de l’utilisation des Infrastructures Essentielles viennent en diminution

du compte des Coûts Pétroliers à hauteur de cinquante pour cent (50%). Le Contracteur est

tenu de verser au Trésor Public le reliquat de cinquante pour cent (50%) revenant à l’Etat.

Lorsque les Coûts Pétroliers ne correspondent plus qu’à des dépenses courantes

d’exploitation, le Contracteur est tenu de verser au Trésor Public cinquante pour cent

(50%) des recettes issues de l’utilisation des infrastructures essentielles. Le reliquat, soit

cinquante pour cent (50%) est réintégré dans le Profit Oil en vue d’un partage

conformément aux dispositions du présent Contrat.



ARTICLE 16

CONSERVATION DES GISEMENTS

16.1

Le Contracteur est tenu de mettre en œuvre tous les moyens techniques et financiers requis

pour permettre une récupération optimale et soutenable des Hydrocarbures en respectant

les règles de conservation des Gisements édictées par l’Administration ou, à défaut,

inspirées des pratiques généralement admises dans l'industrie des Hydrocarbures.



35



16.2

Le Contracteur est tenu de fournir à l’Administration des Hydrocarbures tous les rapports,

études, résultats des mesures, tests et essais, ainsi que les documents permettant le suivi et

le contrôle de l'exploitation des Champs, selon les procédures et modalités définies par

celle-ci.

16.3

Le Contracteur doit réaliser, sur chaque puits producteur, les opérations suivantes,

notamment :





Relevé de la production d'Hydrocarbures journalière, mensuelle et annuelle ainsi

que la production cumulée depuis le début de l’exploitation ;







Contrôle mensuel du rapport gaz/ huile (« gasoil ratio ») ;







Mesure annuelle de la pression des réservoirs d'un échantillonnage de puits

judicieusement choisi et représentatif de l’ensemble des puits du Gisement.



Toutes les informations définies ci-dessus et les rapports d’analyses y relatifs doivent être

transmis à l’Administration des Hydrocarbures.

16.4

Le démarrage de la production fait l’objet d’une déclaration de mise en production signée

conjointement par les Parties. La date de cette déclaration constitue le point de départ du

décompte de la première phase de l’AEDP.

Cette déclaration comprend notamment, la date de début de la production, les prévisions du

niveau des réserves récupérables et le débit moyen de production journalière. Elle est

annexée à la demande de prorogation de la durée de l’Autorisation Exclusive de

Développement et de Production pour une deuxième phase d’exploitation.

16.5

La signature de la déclaration de mise en production, donne droit au paiement par le

Contracteur, dans les trente (30) jours qui suivent, du bonus de production.

ARTICLE 17

MESURAGE ET COMPTAGE DES HYDROCARBURES

17.1

Sous le contrôle exclusif de l’Etat et sans préjudice de tout dispositif qu’il peut mettre en place

en matière de mesurage et de comptage des Hydrocarbures en République Gabonaise, le

Contracteur doit assurer un mesurage continu, statique et dynamique des quantités

d’Hydrocarbures produits, injectés et torchés. A cet effet, le Contracteur soumet pour validation

et certification, à l’Administration des Hydrocarbures, l’ensemble des équipements de

mesurage et de comptage, leur lieu d’implantation et les conditions du process.

17.2

L’ensemble des équipements de mesurage et de comptage des Hydrocarbures doit être

conforme, entre autres, aux dispositions définies dans la recommandation internationale

R117 de l’Organisation Internationale de Métrologie Légale (OIML).

36



17.3

Les équipements de mesurage et de comptage utilisés par le Contracteur ou mis à sa

disposition doivent être calibrés et scellés en présence des représentants de l’Administration

des Hydrocarbures.

17.4

Toute modification ou changement de tout ou partie de l’ensemble des équipements de

mesurage et de comptage, du lieu d’implantation et des conditions du process par le

Contracteur ou un Tiers dûment mandaté par l’Etat est subordonnée à une autorisation

préalable de l’Administration des Hydrocarbures.

17.5

Avant la mise en exploitation de l’ensemble des équipements de mesurage et de comptage, une

vérification préliminaire doit être effectuée sur le site des opérations par l’Administration des

Hydrocarbures, conformément aux règles généralement admises dans l’industrie des

hydrocarbures.

Ces équipements doivent faire l’objet de vérification et d’étalonnage périodiques par

l’Administration des Hydrocarbures, au moins deux (02) fois par Année Civile.

17.6

L’Administration des Hydrocarbures dispose d’un pouvoir de contrôle général sur tout ce

qui se rapporte à l’ensemble des équipements de mesurage et de comptage des

Hydrocarbures. Ces contrôles peuvent s’effectuer de manière programmée ou inopinée.

17.7

Le Contracteur et/ou le Tiers dûment mandaté par l’Etat est/sont responsable(s) de la fiabilité

des résultats déclarés quant aux quantités d’Hydrocarbures produits. Un rapport desdites

quantités doit être imprimé et transmis quotidiennement aux Parties, le cas échéant.

17.8

Si un des équipements de mesurage et de comptage utilisés conduit à des erreurs de comptage

des quantités d’Hydrocarbures produites, ces erreurs seront comptabilisées à partir du dernier

contrôle effectué par l’Administration des Hydrocarbures ou de la date de survenance de

l’évènement signalé par l’Opérateur et reconnu par l’Administration des Hydrocarbures

comme étant à l’origine de ces erreurs. Les ajustements et redressements nécessaires devront

être opérés en conséquence. Les résultats de ces ajustements et redressements doivent être

approuvés par l’Administration des Hydrocarbures pour leur prise en compte.

17.9

Le taux de Freinte est fixé de commun accord entre l’Administration des Hydrocarbures et le

Contracteur après le processus d’analyse des Hydrocarbures. Il est appliqué sur les quantités

d’Hydrocarbures au titre des enlèvements.

Le taux de Freinte est révisable dans les mêmes formes et conditions que sa fixation.



37



ARTICLE 18

PARTICIPATION DE L’ETAT AUX OPERATIONS PETROLIERES

18.1

L'Etat Partenaire participe de plein droit, aux droits et obligations découlant du présent

Contrat dès la mise en production d'un Gisement d’Hydrocarbures. La participation de

l’Etat Partenaire aux droits et obligations découlant du présent Contrat ne peut excéder dix

pour cent (10%) des intérêts pétroliers.

L'Etat Partenaire participe, à concurrence de son pourcentage de participation visé cidessus, aux Coûts Pétroliers relatifs au développement et à la production de la Zone

d'Exploitation, à l'exclusion de toute dépense d'exploration.

18.2

L'Etat Partenaire devra signer un Accord d’Association avec les membres du Contracteur.

Les droits et obligations découlant dudit Accord d’Association liant l’Etat Partenaire et les

entreprises constituant le Contracteur ne doivent, en aucun cas, ni limiter l'exercice par

l'Etat Partenaire de ses droits, ni aggraver ses obligations attachées à sa participation, sous

réserve de l'inexécution par l'Etat Partenaire de ses obligations au titre desdits Accords

d'Association.

18.3

A compter de la date de mise en production, l'Etat Partenaire rembourse au Contracteur, en

nature, sa quote-part des Coûts Pétroliers relatifs au développement et à la production par

affectation exclusive au profit des autres membres du Contracteur d’une partie de la

production lui revenant au titre du présent Contrat dans les conditions définies ci-après.

Le paiement en nature s'effectue à la fin de chaque Mois Civil, par remise d'une partie de la

production lui revenant au titre de sa participation en vertu des articles 21 et 23 ci-après

valorisée conformément à l’article 29 ci-après.

18.4

Au titre du remboursement des sommes dues par l'Etat Partenaire, les revenus à considérer

sont constitués de sa part de production provenant du partage de production et de la

récupération des Coûts Pétroliers relatifs à sa participation.

Pour chaque Mois Civil, le montant à rembourser par l'Etat Partenaire est limité à soixantedix pour cent (70%) de la production lui revenant au titre de sa participation.

Le reliquat des montants dus par l’Etat Partenaire, s’il y a lieu, est reporté au mois suivant.

Toutefois, le remboursement du reliquat et des appels de fonds du mois considéré est

plafonné à soixante-dix pour cent (70%) de la production lui revenant. Le surplus est

reporté sur le Mois Civil suivant et remboursé dans les mêmes conditions.

La valorisation des quantités d'Hydrocarbures appartenant à l'Etat Partenaire est effectuée

au Prix de Cession Officiel.

18.5

L’Opérateur tient à jour un compte "Etat-Partenaire" pour toute opération relative à la

participation de l’Etat Partenaire. Ce compte est débité, à la fin de chaque Mois Civil, de la

quote-part des Coûts Pétroliers relatifs à sa participation.

38



Le compte "Etat-Partenaire" tenu par l’Opérateur est crédité, à la fin de chaque Mois Civil,

des quantités d’Hydrocarbures provenant de l’exploitation des Champs valorisés au Prix de

Cession Officiel, conformément à l’article 18.4 ci-dessus.

18.6

L’État Partenaire, après en avoir informé le Contracteur peut céder à tout moment, tout ou

partie de sa participation à une société de son choix ayant la capacité financière de détenir

une telle participation et qui n’a pas fait l’objet de mesures d’interdiction ou de sanctions

en application de conventions et traités internationaux, et qui n’exerce pas des activités

illégales telles que le blanchiment d’argent, la corruption, la vente d’armes ou des actes

terroristes.

18.7

Si l'Etat Partenaire cède tout ou partie de sa participation à un Tiers, ce dernier ne bénéficie

d’aucun des avantages consentis à l’Etat Partenaire au titre de sa participation en vertu du

présent Contrat.

En conséquence, les participations cédées ne sont pas portées par le Contracteur. Le Tiers

cessionnaire finance, en tant que Contracteur conformément aux termes du présent Contrat,

sa quote-part de l’ensemble des Coûts Pétroliers. Il se substitue à l’État pour l’exécution de

l’ensemble des droits et obligations relatifs à cette participation acquise dans le cadre du

présent Contrat.

La cession prend effet à la date d’adhésion du Tiers cessionnaire au Contrat en qualité de

membre du Contracteur et à l’accord d’association en qualité de Partenaire autre que l’Etat

Partenaire.

18.8

L’Etat peut à tout moment prendre une participation maximale de dix pour cent (10%) dans

le capital social de l’Opérateur.

L’acquisition par l’Etat d’une participation dans le capital social de l’Opérateur se fait aux

conditions du marché au jour où il communique cette décision à l’Opérateur conformément

à l’article 18.9 ci-dessous et aux termes convenus entre l’Etat et l’Opérateur. La valeur du

marché sera calculée sur la base de la valeur nominale des actions conformément à l’article

18.9 ci-dessous.

18.9

L’État est tenu de notifier à l’Opérateur le pourcentage du capital qu’il a l’intention

d’acquérir dans le capital de la Filiale de droit gabonais à travers la « Notification

d’Acquisition ». L’Opérateur est tenu de communiquer à l’Etat le prix d’acquisition des

parts sociales.

L’Etat communique à l’Opérateur soit son accord avec ce prix, soit le prix qu’il considère

comme correspondant à la valeur du marché, au cas où celui-ci serait différent du prix

proposé par l’Opérateur.



39



ARTICLE 19

PARTICIPATION DE LA SOCIETE NATIONALE DES HYDROCARBURES DU

GABON AUX OPERATIONS PETROLIERES

19.1

La Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon a le droit d’acquérir un maximum de

quinze pour cent (15%) des droits et obligations découlant du présent Contrat à compter de

sa date de signature. Cette acquisition se fait aux conditions du marché et aux termes

convenus entre la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon et le Contracteur.

La cession prend effet à la date d’adhésion de la Société Nationale des Hydrocarbures du

Gabon au Contrat, en qualité de membre du Contracteur, et à l’accord d’association en

qualité de Partenaire, y compris le portage de l’Etat Partenaire à hauteur du pourcentage de

participation acquis.

19.2

La valeur du marché des participations pendant la période d’exploration se détermine sur la

base de l’ensemble des Coûts récupérables et non récupérables encourus par le Contracteur

jusqu’à la date de l’offre d’acquisition (y compris les bonus et autres contributions engagés

pour les besoins des Opérations Pétrolières).

La valeur du marché des participations en cas de découverte d’Hydrocarbures commerciale

ou pendant la période de développement ou d’exploitation se détermine sur la base des

réserves connues au moment de l’offre d’acquisition et de l’ensemble des Coûts Pétroliers

déjà encourus susvisés au premier alinéa.

En cas de désaccord entre la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon et le

Contracteur, la valorisation des participations se fait conformément aux stipulations ciaprès.

La Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon est tenue de notifier à l’Opérateur le

pourcentage de droits et obligations qu’elle a l’intention d’acquérir dans le présent Contrat

à travers la « Notification d’Acquisition ». L’Opérateur est tenu de communiquer à la

Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon le prix d’acquisition de ces droits et

obligations.

La Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon communique à l’Opérateur, soit son

accord avec ce prix soit le prix qu’elle considère comme correspondant à la valeur du

marché, au cas où celui-ci serait différent du prix proposé par l’Opérateur.

Dans ce dernier cas, la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon et l’Opérateur

s’engagent à trouver un accord sur le prix définitif dans un délai de quinze (15) jours

suivant la communication de l’Opérateur.

A défaut d’accord dans ce délai de quinze (15) jours, la détermination de la valeur des

droits et obligations que la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon souhaite

acquérir est confiée à un Expert Indépendant choisi d’un commun accord. Ce dernier

dispose également de quinze (15) jours pour rendre son rapport d’expertise.

Dans l’hypothèse où les parties au transfert ne parviennent pas à se mettre d’accord sur le

choix des Experts Indépendants dans le délai de quinze (15) jours, ces derniers sont

nommés par le Centre International pour l’Expertise, conformément aux Règles pour

40



l’Expertise de la Chambre de Commerce Internationale de Paris. La Société Nationale des

Hydrocarbures du Gabon et l’Opérateur s’engagent à accepter cette nomination. Chaque

Expert Indépendant proposera sa propre évaluation et le prix d’acquisition retenu sera la

moyenne des évaluations.

Les Parties s’engagent à accepter de bonne foi la valorisation des droits et obligations

déterminée par l’Expert Indépendant.

Une fois que cette décision est communiquée aux parties, la Société Nationale des

Hydrocarbures du Gabon est tenue dans un délai de dix (10) jours, soit de renoncer à

l’acquisition, soit de confirmer son intention d’acquérir, au moyen d’une notification à

l’Opérateur (la « Confirmation d’Acquisition »).

Dans le délai de cinq (5) jours après la réception de la Confirmation d’Acquisition par

l’Opérateur, les Parties formalisent le pourcentage de droits et obligations acquis par la

Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon.

19.3

En cas d’acquisition, la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon est tenue de signer

l’Accord d’Association régissant les relations entre les membres du Contracteur.

19.4

Indépendamment de la prise de participation dans les conditions visées ci-dessus aux

articles 19.1 à 19.3, la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon peut être désignée

par l’Etat Partenaire en qualité de gestionnaire de ses intérêts pétroliers au titre de la

Participation de l’Etat visée à l’article 18, conformément à la règlementation en vigueur.

En cas de transfert de la gestion, l’Etat Partenaire se porte fort du respect par le

gestionnaire des droits et obligations de l’Etat Partenaire tels qu’ils résultent du Contrat et

de l’Accord d’Association conclus à cet effet.



ARTICLE 20

METHODE DE COMPTABILITE ET UNITE MONETAIRE

20.1

Les registres et livres de comptes du Contracteur sont tenus conformément au Plan

Comptable Général OHADA et, en ce qui concerne les Coûts Pétroliers, aux stipulations

contractuelles et à l’Accord Comptable y annexé.

Les originaux desdits registres et livres de comptes relatifs aux Opérations Pétrolières sont

tenus en langue française et en dollars des États-Unis d'Amérique. L’ensemble des pièces

originales justifiant les dépenses est conservé au Gabon et présenté à l’Administration sur

simple demande de celle-ci.

20.2

L’Opérateur est tenu d'indiquer et de justifier la monnaie d'origine utilisée pour les

dépenses relatives aux Opérations Pétrolières admises au compte des Coûts Pétroliers. Le

taux de change utilisé doit être égal au cours du jour à la vente de ladite monnaie retenue

par la Banque des Etats de l’Afrique Centrale (BEAC) au jour où les dépenses ont été

payées.

41



Les taux de conversion retenus sont ceux publiés par la Banque des Etats de l’Afrique

Centrale (BEAC) et à défaut de publication par ladite banque, ceux publiés par la Banque

Centrale Européenne (BCE)

20.3

Pour les dépenses effectuées dans une monnaie autre que le dollar des États-Unis

d'Amérique à partir d’un compte en dollars, les factures y relatives devront impérativement

être accompagnées d’un document indiquant le taux de change visé aux conditions cidessus entre le dollar des États-Unis d’Amérique et la monnaie utilisée pour le paiement.



ARTICLE 21

RECUPERATION DES COÛTS PETROLIERS

21.1

Le Contracteur a droit à la récupération des Coûts Pétroliers qu’il a supportés dans la Zone

Délimitée, par prélèvement d’une partie de la Production Nette, suivant les conditionnalités

décrites ci-dessous.

La récupération est plafonnée au taux de [indiquer le taux en lettre] ([indiquer le taux en

chiffre]) de la Production Nette obtenue au cours d’une Année Civile.

Le Contracteur a le droit à la récupération des Coûts Pétroliers qu'il a supportés pour

l’exploration à l’intérieur de la Zone Délimitée.

Lorsque la Production Totale Disponible provient de plusieurs Zones d’Exploitation

situées à l’intérieur de la Zone Délimitée, la récupération des Coûts Pétroliers s’effectue

par prélèvement d'une partie de la Production Nette provenant de l’ensemble de ces Zones

d’Exploitation.

La récupération des Coûts Pétroliers ne peut, en aucun cas, s'opérer par prélèvement sur la

production d'Hydrocarbures provenant de Gisements situés hors de la Zone Délimitée.

21.2

Les Coûts Pétroliers cumulés sont récupérés par le Contracteur selon le principe « dernier

entré premier sorti », c’est-à-dire que les Coûts Pétroliers à récupérer en premier, sont les

coûts relatifs à l’exploitation et au développement des Hydrocarbures. Les coûts

d’exploration sont récupérables quand le taux de récupération des Coûts Pétroliers le

permet.

21.3

Le reliquat des Coûts Pétroliers non récupérés est ajouté au montant des Coûts Pétroliers

pour l’Année Civile suivante. Quel que soit le volume des Coûts Pétroliers reporté, la

récupération est toujours plafonnée au taux de [indiquer le taux en lettre] ([indiquer le taux

en chiffre]) de la Production Nette obtenue au cours d’une Année Civile.

21.4

Les Hydrocarbures prélevés par le Contracteur, au titre de la récupération des Coûts

Pétroliers, sont valorisés aux fins de comptabilisation au compte des Coûts Pétroliers au

Prix Officialisé par le Gouvernement de la République Gabonaise.



42



21.5

L'Etat dispose d'un droit de préemption sur les quantités d'Hydrocarbures revenant au

Contracteur au titre de la récupération des Coûts Pétroliers. En contrepartie des quantités

d'Hydrocarbures préemptées, l'Etat verse au Contracteur un montant équivalent aux

quantités d’Hydrocarbures valorisées au prix officialisé par le Gouvernement de la

République Gabonaise.

Si l’Etat exerce son droit de préemption, il doit en notifier préalablement le Contracteur

dans un délai minimum de quatre-vingt-dix (90) jours.

21.6



Quand l'Etat exerce son droit de préemption visé à l’article 21.5 ci-dessus, le Contracteur

adresse à l’Administration des Hydrocarbures, au plus tard quinze (15) jours après la date

de chargement des quantités d'Hydrocarbures cédées à l'Etat, la facture correspondante,

libellée en dollars des États-Unis d'Amérique.

Dans les quatre-vingt-dix (90) jours suivant la réception de cette facture, l'Etat procède à

son règlement.

Dans le cas où l’Etat ne règle pas ladite facture, dans le délai de quatre-vingt-dix (90) jours

visés ci-dessus, le droit de préemption prévu à l’article 21.5 est suspendu jusqu’à paiement

des montants dus, sauf accord contraire du Contracteur.

21.7

Quel que soit le mode de récupération des Coûts Pétroliers adopté, par prélèvement

d'Hydrocarbures, par paiement en espèces, ou par une combinaison de ces deux modes, la

récupération totale, au cours d'une Année Civile, exprimée en quantité d'Hydrocarbures, ne

peut, en aucun cas, dépasser la limite de [indiquer le taux en lettre] ([indiquer le taux en

chiffre]), de la Production Nette de ladite Année Civile.

21.8

Sans préjudice des stipulations de l’article 21.7 ci-dessus, une majoration de dix pour cent

(10%), appliquée aux Coûts Pétroliers consommés au Gabon auprès des Sociétés

gabonaises, est consentie au Contracteur pour toutes les dépenses relatives à la conduite

exclusive des Opérations Pétrolières.

Le bénéfice de la majoration de dix pour cent (10%) prévu ci-dessus est ouvert au

Contracteur lorsque les dépenses réalisées auprès des Sociétés gabonaises représentent au

moins trente pour cent (30%) du total des Coûts Pétroliers réalisés au titre de chaque

Année Civile.

Les Coûts Pétroliers ainsi augmentés sont récupérés dans la limite de [indiquer le taux en

lettre] ([indiquer le taux en chiffre]) telle que fixée à l’article 21.3 du présent Contrat.

ARTICLE 22

TENUE DE LA COMPTABILITE DES COUTS PETROLIERS

22.1

Concurremment à l'obligation d’avoir une comptabilité conforme à celle prévue par la

réglementation en vigueur, le Contracteur tient un Compte des Coûts Pétroliers

conformément aux stipulations contractuelles et à l’Accord Comptable objet de l’Annexe 2

du présent Contrat.

43



En cas de contradiction ou de divergence entre les stipulations du présent Contrat et celles

de l'Accord Comptable, les stipulations du présent Contrat prévalent.

22.2

Le Contracteur est tenu de conserver tous les originaux de l’ensemble des pièces

justificatives afférentes aux Opérations Pétrolières au Gabon. Cette obligation subsiste

pour une période de dix (10) ans à compter de leur date d’émission. Toutefois, pour des

raisons pratiques, il est tenu de procéder à la numérisation de l’ensemble des pièces

comptables.

22.3

Le Compte des Coûts Pétroliers est destiné à enregistrer au débit, toutes les dépenses

effectuées pour les besoins des Opérations Pétrolières, au fur et à mesure de leur paiement

effectif. Il indique au crédit toutes les recettes perçues dans le cadre de l’exécution du

présent Contrat.

22.4

Le Compte des Coûts Pétroliers est subdivisé en sous comptes permettant de faire ressortir

toutes les dépenses et les recettes liées aux Opérations Pétrolières tel que prévu à l'Accord

Comptable, permettant, notamment, de faire ressortir :

I-



les dépenses d'exploration : les paiements de toute nature liés aux opérations de

géologie, géophysique, forage, équipement de puits et essais de production, ainsi

que toutes opérations connexes, destinées à découvrir les Hydrocarbures ;



II- les dépenses d'appréciation : les paiements de toute nature liés aux opérations de

géologie, géophysique, forage, équipement de puits et essais de production,

destinées à déterminer si le Gisement découvert est commercialement exploitable

et à en déterminer les limites ;

III- les dépenses de développement : les paiements de toute nature tels que forage,

équipement de puits et essais de production, pose de plates-formes et de

canalisations et toutes autres opérations effectuées en vue de la production, du

transport, du traitement et du stockage des Hydrocarbures au terminal de

chargement ;

IV- les dépenses d'exploitation : les paiements de toute nature liés à l'étude, la

conduite et l'exécution des travaux se rapportant directement ou indirectement à

l'exploitation et à l'entretien des installations de production, de traitement, de

stockage et de transport des Hydrocarbures.

22.5

Ne sont pas imputables au compte des Coûts Pétroliers les paiements effectués en

règlement de frais, charges ou dépenses non imputables aux Opérations Pétrolières, ceux

dont la déduction ou l'imputation est exclue par les stipulations du présent Contrat ou de

l'Accord Comptable, ou ceux qui ne sont pas nécessités par les besoins desdites Opérations

Pétrolières. Il s'agit, notamment, des paiements effectués au titre :

i)



des frais d'augmentation de capital des sociétés membres du Contracteur ;



ii)



des frais de commercialisation ;

44



iii)



des frais relatifs à la période antérieure à la Date Effective ;



iv)



des frais d'audit extérieur payés par le Contracteur dans le cadre des relations

particulières entre les entreprises constituant le Contracteur ;



v)



de l’ensemble des bonus et dédits ;



vi)



des amendes et pénalités ;



vii)



des frais et charges d’arbitrage et de condamnations dans tout litige, sous

réserve des stipulations de l’article 41.2 ;



viii)



de la redevance superficiaire ;



ix)



des frais supportés à l'occasion des réunions, études et travaux réalisés dans le

cadre de l'association liant les entreprises constituant le Contracteur ;



x)



sous réserve de l’article 3.3, des intérêts d’emprunts bancaires ou d’emprunts

intragroupes qui n’auront pas été souscrits aux conditions du marché ;



xi)



des dédommagements de sinistres causés du fait fautif de l’Opérateur ;



xii)



des pertes de change éventuellement subies et liées aux capitaux propres

investis ;



xiii)



de la partie variable du Fonds de Soutien aux Hydrocarbures ;



xiv)



des vingt-cinq pour cents (25%) de la partie de la Provision pour

Investissements Diversifiée (PID) et de la Provision pour Investissement dans

les Hydrocarbures (PIH) non remboursable au Contracteur ;



xv)



des dépenses payées dans une monnaie autre que le dollar des États-Unis

d’Amérique dont les factures ne sont accompagnées d’aucun document

indiquant le taux de change visé aux conditions indiquées aux articles 20.2 et

20.3 du présent Contrat ;



xvi)



de la partie des frais généraux payés à l’étranger excédant le plafond visé dans

l’Accord Comptable.



22.6

Ne sont pas récupérables, les dépenses payées dont la récupération est exclue par une

disposition expresse du présent Contrat, celles qui présentent un caractère somptuaire ou

exagéré, les libéralités non autorisées par la réglementation et, d'une manière générale,

toutes les dépenses qui ne sont pas nécessitées par une gestion normale des Opérations

Pétrolières.

Ne sont pas également considérées comme des Coûts Pétroliers, les dépenses qui ne

correspondent pas à une gestion normale des Opérations pétrolières, notamment les

surfacturations des services rendus au sein d’un même Groupe de Sociétés quand le

Contracteur ayant bénéficié desdits services est sous le Contrôle ou la dépendance de droit

ou de fait.



45



22.7

Le Contracteur ne peut être garanti contre les risques de change ou manque à gagner liés à

l'origine des capitaux propres investis et à son autofinancement, et les pertes

éventuellement subies de ce fait ne constituent pas des Coûts Pétroliers. Il en est de même

des primes et frais d'assurances que le Contracteur viendrait à souscrire pour couvrir de tels

risques.

22.8

Doivent être inscrits au crédit du compte des Coûts Pétroliers, notamment :

i)



le produit des quantités d'Hydrocarbures revenant au Contracteur au titre de la

récupération des Coûts Pétroliers valorisés au Prix de Cession Officiel ;



ii)



le montant des sommes perçues par le Contracteur lorsque l’Etat a exercé le

droit de préemption sur les quantités d’Hydrocarbures revenant au Contracteur

au titre de la récupération des Coûts Pétroliers ;



iii)



sans préjudice des dispositions contraires, tous autres revenus, recettes,

produits et profits connexes, annexes ou accessoires directement ou

indirectement liés aux Opérations Pétrolières conformément au présent

Contrat.



22.9

Sans préjudice de la responsabilité contractuelle et du redressement comptable du compte

des coûts pétroliers, toute violation des stipulations ci-dessus relatives à la tenue du compte

des Coûts Pétroliers par le Contracteur est assortie de pénalités, conformément à la

règlementation en vigueur.

Sans préjudice de la responsabilité contractuelle et du redressement comptable du compte

des Coûts Pétroliers, la surfacturation des Coûts Pétroliers entraîne également le paiement

par le Contracteur d’une pénalité équivalente au montant de ladite surfacturation.



ARTICLE 23

PARTAGE DE LA PRODUCTION

23.1

Dès le démarrage de la production et au fur et à mesure de l’exploitation du Gisement,

après prélèvement sur la Production Nette des Coûts Pétroliers récupérables, le Contracteur

a droit, au titre de la rémunération de son service et de la prise de risques techniques et

financiers, à l’attribution par l’Etat d’une part de la Production Restante.

23.2

La Production Restante d'Hydrocarbures susvisée est partagée entre l'Etat et le Contracteur

en fonction de la méthode de partage de la production retenue par les Parties.



46



ARTICLE 24

RAPPORTS D’ACTIVITES EN PERIODE DE DEVELOPPEMENT ET DE

PRODUCTION

24.1

Le Contracteur est tenu de transmettre à l’Etat, par l'intermédiaire de l’Administration des

Hydrocarbures, toutes les informations et données pétrolières se rapportant au

développement et à la production des Hydrocarbures. Il s’agit, notamment :

i)



des renseignements relatifs à une Année Civile se rapportant à toutes les

opérations de développement et de production, de transport ainsi que les quantités

totales d'Hydrocarbures produites, stockées et vendues ;



ii)



au moins une fois par an, des renseignements concernant l’emplacement et l’état

de chacune des infrastructures essentielles et autres installations construites par le

Contracteur ;



iii)



d’un état annuel mentionnant le nombre d'employés, leur qualification, leur

nationalité et le programme de formation du personnel ;



iv)



d’un état trimestriel des opérations pétrolières réalisées ;



v)



d’un rapport trimestriel QHSSSE précisant notamment, les accidents, pollutions,

incidents et actions correctives ;



vi)



d’un état annuel descriptif de toutes les immobilisations achetées, fabriquées ou

louées avec leur date, prix d’acquisition et prix de location ;



vii) d’un rapport journalier de la production réalisée accompagné des tickets de

comptages fiscaux ;

viii) d’un état de la production réalisée au cours du mois précédent ;

ix)



d’un état de la production cumulée depuis le début de l’exploitation ;



x)



d’un état des enlèvements au cours du mois précédent indiquant notamment, les

quantités vendues, la formule de prix, les caractéristiques des Hydrocarbures

vendus, le nom du navire et le pays de destination ;



xi)



au moins une fois par an, l’état d’exécution du business plan initial mis à jour des

réalisations des dépenses et de la production et l’indication du taux de rendement

interne réalisé à la date du rapport ;



xii) des informations du modèle statistique et dynamique du Gisement découvert.

24.2

Chaque entreprise constituant le Contracteur transmet, à l’Administration en charge des

Impôts et à l’Administration des Hydrocarbures, au plus tard le 30 avril de chaque Année

Civile, un exemplaire de sa déclaration statistique et fiscale et des documents et

renseignements qui doivent y être joints conformément à la règlementation en vigueur.



47



24.3

Pour tout incident intervenu dans le cadre de la conduite des Opérations Pétrolières, le

Contracteur doit informer, par voie téléphonique ou par tout autre moyen laissant trace,

dans les heures qui suivent l’Administration des Hydrocarbures, et indiquer les dispositions

prises. Les détails de cet incident sont communiqués par écrit dans les vingt-quatre (24)

heures.

Le Contracteur est tenu d’investiguer et de prendre toutes les mesures correctives

nécessaires pour remédier à tout incident survenu dans le cadre de ses Opérations

Pétrolières.

24.4

Toute modification ultérieure de la forme juridique, des statuts ou du capital social des

entreprises constituant le Contracteur, doit être portée, sans délai, à la connaissance de

l’Administration des Hydrocarbures.

24.5

Chaque membre du Contracteur adresse annuellement à l’Administration des

Hydrocarbures un original de ses états financiers.



ARTICLE 25

REGIME FISCAL ET DOUANIER

25.0

Pour toute activité décrite à l’article 2 du présent Contrat, le Contracteur est assujetti aux

impôts, droits, taxes et redevances et bénéficie des avantages fiscaux et douaniers prévus

par la réglementation en vigueur ainsi que par le présent Contrat.

A raison des Opérations Pétrolières effectuées dans la Zone Délimitée, le Contracteur est

ainsi assujetti aux impôts, droits, taxes, redevances et prélèvements contractuels suivants :

i) Bonus de signature du présent Contrat ;

ii) Bonus de prorogation de la période d’exploration ;

iii) Bonus d’extension de la phase d’exploration ;

iv) Bonus de renouvellement de l’AEDP ;

v) Bonus de production ;

vi) Bonus pour modification contractuelle ;

vii) Redevance minière proportionnelle ;

viii) Redevance superficiaire ;

ix) Droits et taxes perçus à l'importation par l’Administration des Douanes ;

x) Impôt sur les sociétés ;

xi) Taxe sur la valeur ajoutée ;

xii) Contribution foncière sur les propriétés bâties ;

xiii) Droits d’enregistrement ;

xiv) Contribution aux fonds de concours ;

48



xv) Provision pour investissements diversifiés ;

xvi) Provision pour investissements dans les hydrocarbures.

Le Contracteur est exonéré de tout autre impôt, droit, taxe ou redevance.

25.1 REGIME FISCAL

25.1.1

Sans préjudice de la règlementation en vigueur en matière de fiscalité, la liquidation des

impôts, droits, taxes et redevances dus par le Contracteur est effectuée par l’Administration

des Hydrocarbures et le recouvrement des recettes pétrolières générées par ces droits et

taxes, est effectué conjointement par les Administrations en charge des Impôts et des

Hydrocarbures et leur encaissement est effectué par l’Administration en charge du Trésor

Public.

Les impôts, droits, taxes, contributions et paiements des obligations contractuelles assises

sur la production sont acquittés par l’Opérateur au nom et pour le compte du Contracteur.

Il s’agit notamment des fonds de concours, de la PID/PIH, de la redevance minière

proportionnelle, de la redevance superficiaire, du Profit Oil revenant à l’Etat, de l’Impôt

sur les Sociétés inclus dans le Profit Oil de l’Etat, du bonus de signature du Contrat, du

bonus pour modification contractuelle, du bonus de prorogation de la période

d’exploration, du bonus d’extension d’une phase d’exploration, du bonus de

renouvellement de l’AEDP et du bonus de production.

Toutefois, chaque société, membre du Contracteur, est individuellement responsable des

paiements qui doivent être effectués par l’Opérateur.

Les droits de mutation, les droits d’enregistrement, des cessions d’intérêts et tous les autres

impôts, droits et taxes sont dus par chacun des membres du Contracteur.

25.1.2 Le Bonus de signature

Le Contracteur verse à l'Etat, un bonus de signature, le jour de la publication du décret

d’approbation du présent Contrat au Journal Officiel de la République Gabonaise.

Le montant du bonus de signature est fixé à [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le

montant en chiffres]) de dollars des États-Unis d’Amérique.

Le paiement du bonus de signature est effectué, dans un compte ouvert par l’Etat au Trésor

Public, dans un délai de sept (7) jours ouvrés après la publication au Journal Officiel du

décret d’approbation du présent Contrat.

La somme versée au titre du bonus de signature ne constitue pas un Coût Pétrolier.

25.1.3 Les bonus d’extension de la phase d’exploration

Toute extension de la durée d’une phase d'exploration d’une AEE donne lieu au paiement

au profit de l’Etat par le Contracteur d'un bonus d’extension de la phase d’exploration d’un

montant de cent mille (100 000) dollars des États-Unis d'Amérique par mois d’extension.



49



Ce montant est payable au Trésor Public dans les sept (7) jours ouvrés à compter de la

réception par l’Opérateur du courrier de l’Administration des Hydrocarbures relatif à

l’extension de la phase d’exploration.

La somme versée au titre du bonus d’extension ne constitue pas un Coût Pétrolier.

25.1.4 Le bonus de prorogation de la période d’exploration

La prorogation de la durée de la phase d’exploration donne lieu au paiement, par le

Contracteur, d'un bonus de prorogation de la période d’exploration d’un montant d’un

million cinq cent mille (1 500 000) dollars des États-Unis d'Amérique.

Ce montant est payable au Trésor Public dans les sept (7) jours ouvrés à compter de la

réception par l’Opérateur de l’arrêté portant prorogation de la période d’exploration.

La somme versée au titre du bonus de prorogation ne constitue pas un Coût Pétrolier.

25.1.5 Le bonus de renouvellement de l’AEDP

Le renouvellement de l’AEDP donne lieu au paiement, par le Contracteur, d'un bonus de

renouvellement de l’AEDP d’un montant de deux millions cinq cent mille (2 500 000)

dollars des États-Unis d'Amérique.

Ce montant est payable au Trésor Public dans les sept (7) jours ouvrés à compter de la

réception par l’Opérateur de l’arrêté portant renouvellement de l’AEDP.

La somme versée au titre du bonus de renouvellement ne constitue pas un Coût Pétrolier.

25.1.6 Les bonus de production

Le Contracteur verse à l’Etat les sommes suivantes, au titre de bonus de production :

a) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) de dollars des

États-Unis d’Amérique dès le démarrage de la production d’un Gisement

d’Hydrocarbures dans chaque AEDP ;

b) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) de dollars des

États-Unis d’Amérique, lorsque la Production Totale Disponible cumulée de

l’ensemble des AEDP atteint [indiquer la production en lettres] ([indiquer la

production en chiffres]) de Barils ;

c) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) de dollars des

États-Unis d’Amérique lorsque la Production Totale Disponible cumulée de

l’ensemble des AEDP atteint [indiquer la production en lettres] ([indiquer la

production en chiffres]) de Barils ;

d) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) de dollars des

États-Unis d’Amérique lorsque la Production Totale Disponible cumulée de

l’ensemble des AEDP atteint [indiquer la production en lettres] ([indiquer la

production en chiffres]) de Barils ;

Ces montants sont payables dans les soixante (60) jours à compter de la date de réalisation

des niveaux de production indiqués ci-dessus.

50



Les sommes versées au titre des bonus de production ne constituent pas des Coûts

Pétroliers.

25.1.7 Bonus pour modification contractuelle

Toute modification entreprise à l’initiative du Contracteur dont l’effet est de modifier

l’équilibre économique du présent Contrat, donne lieu au paiement par le Contracteur d’un

bonus de modification contractuelle négocié d’accord parties.

Nonobstant ce qui précède, le Contracteur ne sera, en aucun cas, dans l’obligation de payer

un bonus pour modification contractuelle du présent Contrat si cette modification résulte

de l’exercice par l’Etat ou la Société Nationale des Hydrocarbures du Gabon de leurs droits

de participation respectifs.

Le paiement du bonus pour modification contractuelle est effectué, dans un compte ouvert

par l’Etat au Trésor Public, dans un délai de sept (7) jours ouvrés après la publication au

Journal Officiel du décret d’approbation de l’avenant au présent Contrat.

La somme versée au titre du bonus de modification contractuelle ne constitue pas un Coût

Pétrolier.

25.1.8 Redevance minière proportionnelle

25.1.8.1

En période d’exploitation des Hydrocarbures, le Contracteur est assujetti au paiement

d’une redevance minière proportionnelle dont l'assiette est constituée de la Production

Totale Disponible, décomptée par l’ensemble des équipements de mesurage et de

comptage placés Sortie champ.

Les quantités d’Hydrocarbures utilisées par le Contracteur pour les besoins des Opérations

Pétrolières ne rentrent pas dans l'assiette de la redevance minière proportionnelle,

notamment celles :

1/- perdues ou brûlées lors d'essais de production sur la Zone d'Exploitation ou dans

les installations de production, de collecte ou de stockage de ladite zone, sous réserve

que le Contracteur ait respecté la réglementation en vigueur et les directives et

recommandations de l'Administration ;

2/- réinjectées dans les Gisements de la Zone d'Exploitation ;

3/- utilisées à la confection de fluides de forage pour les besoins de la Zone Délimitée ;

4/- utilisées à des travaux exécutés, après forage, sur des puits du Gisement de la Zone

d'Exploitation ;

5/- consommées dans les moteurs ou turbines fournissant l'énergie utilisée :

- à actionner les unités de pompage nécessaires sur les puits du Gisement de la Zone

d'Exploitation ;

- à collecter les Hydrocarbures sur la Zone d'Exploitation ;

- à faire fonctionner les installations de forage établies sur la Zone Délimitée pour les

besoins de celle-ci.

51



25.1.8.2

Le taux de la redevance minière proportionnelle est fixé comme suit :

-



pour le Pétrole brut, [indiquer le taux en lettre] pour cent ([indiquer le taux en

chiffres]%) de la Production Totale Disponible du pétrole brut au lieu d’extraction ;

pour le Gaz Naturel, [indiquer le taux en lettre] pour cent ([indiquer le taux en

chiffres]%) de la Production Totale Disponible de gaz naturel au lieu d’extraction.



La redevance minière proportionnelle ne constitue pas un Coût Pétrolier.

25.1.8.3

La redevance minière proportionnelle est payée soit en Hydrocarbures, soit en espèces, au

choix de l'Etat.

Si dans un délai de trente (30) jours, l’Etat ne fait pas connaître son choix, il est réputé

avoir opté pour le paiement en espèces. Dans ce cas, les quantités déterminées au titre de la

redevance minière proportionnelle sont valorisées au Prix de Cession Officiel.

Si l'Etat désire recevoir en nature tout ou partie de la redevance minière proportionnelle, il

en avise le Contracteur par écrit au moins quatre-vingt-dix (90) jours à l'avance, en

précisant la quantité qu'il désire recevoir durant la période considérée. Sinon, il est réputé

avoir opté pour le paiement en espèces. Dans ce cas, les quantités déterminées au titre de la

redevance minière proportionnelle sont valorisées au Prix de Cession Officiel.

Lorsque la redevance minière proportionnelle est payée en espèces, elle est calculée sur la

valeur Free On Bord, en abrégé F.O.B, des Hydrocarbures. Pour la détermination de cette

valeur F.O.B, le prix retenu est le Prix de Cession Officiel.

25.1.8.4

Le règlement en espèces de la redevance minière proportionnelle est effectué directement

au Trésor Public, au plus tard le vingt-huit (28) de chaque mois civil, sur la base de la

production mensuelle moyenne du trimestre civil précédent.

La régularisation intervient au plus tard au début du trimestre suivant, dès que le Prix de

Cession Officiel par le Gouvernement de la République Gabonaise, les taux de changes et

les volumes de production définitifs sont connus.

25.1.8.5

Le défaut de paiement de la redevance minière proportionnelle, dans les délais susvisés,

entraîne une majoration des sommes dues de 1/500ème par jour de retard.

25.1.9 Redevance Superficiaire

25.1.9.1

Le Contracteur est assujetti au paiement de la redevance superficiaire.

La redevance superficiaire est payable d’avance et par Année Civile sur la base de la

surface considérée du permis au 1er janvier de chaque année.

Au titre de l’année de signature du Contrat et de l’année d’expiration de celui-ci, la

redevance superficiaire est payée au prorata temporis.



52



25.1.9.2

Le taux de la redevance superficiaire est fixé à :

i)



cent (100) Francs CFA par hectare en période d’exploration ;



ii)



cinq mille (5000) Francs CFA par hectare en période de développement et

de production.



25.1.9.3

A compter de la Date Effective jusqu’à la date d’expiration définitive du présent Contrat,

le Contracteur est tenu de s’acquitter, des montants de la redevance superficiaire.

L’Administration des Hydrocarbures transmet au Contracteur un état liquidatif de la

redevance superficiaire. Cet état liquidatif précise le délai de paiement.

Tout retard dans le paiement de la redevance superficiaire entraîne une pénalité de cent

pour cent (100%) des sommes dues ainsi qu’une majoration des sommes dues au taux de

dix pour cent (10 %) par jour de retard.

25.1.9.4

La redevance superficiaire, ne constitue pas un Coût Pétrolier. Les pénalités et majorations

de retard de paiement de la redevance superficiaire ne constituent pas des Coûts Pétroliers.

25.1.10 L’Impôt sur les Sociétés

25.1.10.1

A raison des Opérations pétrolières effectuées dans la Zone Délimitée, le Contracteur est

assujetti à l’Impôt sur les sociétés. Chaque entité constituant le Contracteur s’acquitte

individuellement de sa part de l’impôt sur les sociétés en vigueur à la Date Effective. Le

règlement s’effectue en nature par remise à l’Etat d’une quantité d’Hydrocarbures

correspondant au montant dudit impôt.

Conformément à l’article 23 du présent Contrat, cette quantité est incluse dans la part

revenant à l’Etat au titre du partage de la production, sans que l’entité redevable n’ait à

verser un quelconque supplément d’impôt si l’Impôt sur les Sociétés calculé conformément

au présent article excédait la part revenant à l’Etat.

Les quantités d’Hydrocarbures ainsi remises à l’Etat en vertu de l’article 23 ont donc pour

effet de libérer intégralement toute dette du Contracteur au titre de l’Impôt sur les sociétés.

Le bénéfice imposable y relatif est celui qui ressort de la Déclaration Annuelle Statistique

et Fiscale visée à l’article 25.

La quantité d’Hydrocarbures que l’Etat reçoit au cours de chaque Année civile en

application de l’article 23 comprend, par conséquent :

i) la part représentative des droits miniers autres que ceux dus à l’occasion de

l’institution, du renouvellement et de la mutation des titres pétroliers, la redevance

superficiaire et la redevance minière proportionnelle, et

ii) la part représentative de l’Impôt sur les Sociétés dû par les entreprises constituant le

Contracteur en application des stipulations de l’article 25.1.10.

53



La valeur des Hydrocarbures reçus par les entreprises constituant le Contracteur en

application des stipulations de l’article 23 représente le bénéfice net après paiement de

l’Impôt sur les sociétés dû par chacune desdites sociétés.

25.1.10.2

Au regard de la réglementation fiscale et douanière, chacune des entreprises constituant le

Contracteur est traitée comme une entreprise distincte. Cependant, en cas de défaillance de

l’une d’elles, la Société Mère lui sera substituée conformément à l’article 42.

25.1.10.3

Les entités constituant le Contracteur tiendront, par Année civile, une comptabilité en

dollars des États-Unis d’Amérique distincte des Opérations pétrolières, qui permette

d’établir, en particulier, un solde caractéristique de gestion et un bilan détaillé faisant

ressortir tant les résultats desdites opérations que les éléments d’actifs et de passifs qui y

sont affectés ou s’y rattachent. Cette comptabilité doit être conforme à la réglementation en

vigueur, notamment le plan comptable OHADA. Elle doit, en particulier, faire ressortir les

éléments nécessaires à l’établissement de la Déclaration Annuelle Statistique et Fiscale et

de ses annexes.

25.1.10.4

Chacune des entreprises constituant le Contracteur est tenue de remettre au responsable des

Services chargé des Hydrocarbures, au plus tard, le 30 avril de chaque année, un

exemplaire de la déclaration relative à l’Impôt sur les sociétés afférent à l’Année civile

précédente, telle qu’elle est exigée par la réglementation fiscale en vigueur.

Cette déclaration comprend, notamment, les soldes caractéristiques de gestion ainsi que

tous documents, déclarations, annexes, pièces comptables ou extraits des comptes, bilans et

autres pièces justificatives dont la production est exigée par la réglementation en vigueur.

Ces documents sont établis en langue française et en Dollars des États-Unis d’Amérique et

une copie en Francs CFA est également remise à l’Administration telle que calculée dans

les conditions fixées par l’article 22.

25.1.10.5

L’Administration fiscale, après examen des documents visés ci-dessus, délivre à chacune

des entreprises constituant le Contracteur, dans les soixante (60) jours suivant la date de

leur production, les attestations fiscales, reçus et tous autres documents certifiant qu’elles

ont rempli leurs obligations fiscales résultant de la réglementation en vigueur, sous réserve

des droits de vérification et de répétition de l’Administration prévus par la réglementation

en vigueur.

Au regard de la réglementation fiscale, la valeur des Hydrocarbures mise à la disposition

du Contracteur au cours d’une Année civile, en application des articles 21 et 23, est

considérée comme représentant la récupération des Coûts pétroliers et le bénéfice net après

Impôt sur les sociétés.

25.1.10.6

La part de production attribuée par l’Etat au Contracteur, au titre de la rémunération, est

déterminée par application à la Production Restante de la clé de partage ou de

rémunération définie entre l’Etat et le Contracteur.

La Production Restante est déterminée par soustraction à la Production Totale Disponible

de la RMP versée à l’Etat et des Coûts Pétroliers.

54



Les modalités de récupération des Coûts Pétroliers sont prévues dans le présent Contrat,

notamment dans l’Annexe comptable.

25.1.10.7

La quantité d’hydrocarbures que l’Etat reçoit au cours de chaque Année Civile en

application des stipulations de l’article 23 comprend la part représentative de l’Impôt sur

les Sociétés due par le Contracteur.

La valeur des Hydrocarbures reçus par le Contracteur, en application des stipulations de

l’article 23 représente le bénéfice net après paiement de l’Impôt sur les Sociétés.

L’Impôt sur les Sociétés est acquitté forfaitairement par le Contracteur, par remise à l’Etat

de sa part de production.

Cette remise à l’Etat de sa part de production est libératoire de l’Impôt sur les Sociétés.

25.1.10.8

L’Administration des Hydrocarbures, après vérification et consolidation de la quantité

d’hydrocarbures remise à l’Etat, établit au Contracteur une attestation de paiement des

quantités revenant à l’Etat au titre du partage de la production.

L’Administration fiscale, sur la base de l’attestation de paiement, délivre au Contracteur

une attestation d’imposition.

25.1.11 Déclaration annuelle de résultats et attestation fiscale

Chaque entreprise constituant le Contracteur est tenue de souscrire et faire parvenir à

l’Administration en charges des impôts, avant le 30 avril de l’année suivante, en deux (02)

exemplaires, sur un imprimé fourni par l’Administration en charge des Impôts, une

déclaration des résultats obtenus au titre du présent Contrat.

L’Administration en charge des Impôts, après avis de l’Administration des Hydrocarbures,

délivre dans les soixante (60) jours suivant lesdites déclarations, à chacune des entreprises

constituant le Contracteur, une attestation fiscale certifiant qu’elle a rempli ses obligations

fiscales résultant de la réglementation en vigueur.

25.1.12 Fiscalité de droit commun

25.1.12.1

Le Contracteur est tenu au paiement des impôts et taxes collectés par voie de retenue à la

source pour le compte de l’Etat, conformément au Code Général des Impôts.

25.1.12.2

Conformément aux dispositions du Code Général des Impôts en vigueur, le Contracteur est

redevable notamment des impôts, droits et taxes suivants :

i) la retenue à la source sur les services fournis par les non-résidents, à l’exception

des services fournis par une Société Affiliée, lesquels sont exonérés ;

ii) la retenue à la source sur les services fournis par les résidents non assujettis à la

TVA ;

iii) l’impôt sur le Revenu des Personnes Physiques (IRPP) des salariés et dirigeants du

Contracteur ;

55



iv) la taxe sur les assurances ;

v) la Taxe Spéciale sur les Loyers ;

vi) les taxes et impôts locaux et portuaires en vigueur exigibles en contrepartie de

services rendus par les Administrations, collectivités et établissements publics

gabonais utilisés par le Contracteur.

A cet effet, les dépenses correspondantes supportées par le Contracteur dans le cadre de la

conduite des Opérations Pétrolières s’entendent avec toutes taxes comprises et constituent

des Coûts Pétroliers.

25.1.12.3

La distribution des dividendes par chaque société membre du Contracteur à ses

actionnaires est exonérée de tous impôts et retenues à la source. Les sociétés membres du

Contracteur, leurs dirigeants et leurs actionnaires sont exonérés de l’impôt sur les revenus

de capitaux mobiliers.

Le bénéfice net après impôts réalisé par les entreprises constituant le Contracteur est

exonéré de tous impôts et retenues à la source.

Sont exonérées de tous impôts et retenues à la source, toutes les sommes que le

Contracteur verse à sa Société Mère ou ses Sociétés Affiliées en rémunération des

prestations réalisées au Gabon.

25.1.12.4

Par exception aux dispositions de droit commun en vigueur, les cessions d’intérêts, de

droits sociaux réalisées par le Contracteur au profit des Tiers ou Sociétés Affiliées, durant

la première phase d’Exploration, sont exonérées du paiement des droits et impôts prévus

par la réglementation en vigueur.

25. 1.13 Taxe sur la Valeur Ajoutée

25.1.13.1

L’ensemble des activités menées par le Contracteur dans le cadre des Opérations

Pétrolières rentre dans le champ d’application de la Taxe sur la Valeur Ajoutée, en abrégé

TVA.

Par dérogation au principe de droit commun, les activités réalisées dans le cadre des

Opérations Pétrolières sont assujetties à la TVA au taux de zéro pour cent (0%).

25.1.13.2

Les biens et services de toute nature acquis auprès de fournisseurs ou sous-traitants

étrangers et destinés aux Opérations Pétrolières sont importés en exonération de la

TVA.

Chaque Année Civile, l’Opérateur est tenu de solliciter une exonération de la TVA auprès

de l’Administration en charge des Impôts qui émet une attestation d’exonération de la

TVA sur présentation du contrat d’hydrocarbures.

25.1.13.3

Les sous-traitants et fournisseurs qui réalisent des prestations ou importent des biens et

services au nom et pour le compte de l’Opérateur dans le cadre de la conduite des

Opérations Pétrolières bénéficient de l’exonération de la TVA lors des importations

réalisées au nom et pour le compte de l’Opérateur. A cet effet, les documents douaniers y

56



relatifs doivent être établis au nom de l’Opérateur et précisent le type et la nature des biens

importés dans un bordereau qui ne comporte pas les biens et services n’entrant pas dans la

conduite des Opérations Pétrolières. La dispense délivrée à l’Opérateur doit être annexée

aux documents douaniers.

25.1.13.4

Les acquisitions de biens ou services par le Contracteur auprès des personnes physiques ou

morales assujetties à la TVA au Gabon, sont soumises au paiement de la TVA aux taux de

droit commun.

Toutefois, les acquisitions de biens ou services auprès des sous-traitants agréés par

l’Administration des Hydrocarbures et l’Administration des Impôts sont soumises à la

TVA au taux zéro pour cent (0%).

25.1.13.5

Le Contracteur, ses fournisseurs ou les sous-traitants agréés par l’Administration des

Hydrocarbures et l’Administration des Impôts bénéficient du droit à déduction de la TVA

ayant grevé les acquisitions et importations de biens ou de services entrant dans la

réalisation des Opérations Pétrolières.

Toutefois, ce droit à déduction ne s’applique pas aux acquisitions des biens ou services

expressément exclus du droit à déduction de TVA tel que prévu par le Code Général des

Impôts.

25.1.13.6

La TVA ayant grevé les acquisitions de biens ou services dans le cadre de la réalisation des

Opérations Pétrolières et constitutif d’un crédit de TVA, fait l’objet d’une demande de

remboursement dans les termes et modalités prévus par le Code Général des Impôts.

25.1.13.7

Un texte réglementaire fixe la liste des biens et matériels rentrant dans le cadre des

Opérations Pétrolières admis à la dispense de paiement de la TVA. Certaines Opérations

Pétrolières limitativement énumérées par voie règlementaire, bénéficient d’une exonération

au titre de la contribution spéciale de solidarité.

25.2 REGIME DOUANIER

25.2.1

Pendant la durée du présent Contrat, le Contracteur et ses sous-traitants sont autorisés à

importer et à exporter tous les biens nécessaires pour leur permettre de remplir leurs

obligations au titre du présent Contrat, conformément à la réglementation douanière en

vigueur et sous réserve des avantages douaniers ci-après :

i)



le régime de l'admission temporaire, normale ou spéciale de tous matériels,

matériaux, produits, machines, équipements, pièces détachées et outillages

nécessaires aux Opérations Pétrolières qui ne sont pas propriété de l'Etat ;



ii) le régime d’admission en franchise de tous droits et taxes d'entrée, des matériels,

matériaux, produits, machines, équipements, pièces détachées et outillages

exclusivement destinés et effectivement affectés à la prospection et à l'exploration

pétrolière sur la Zone Délimitée, sous réserve de produire un certificat d'utilisation

finale. Pour l'application de cette règle, est considéré comme forage de

57



prospection et d'exploration, tout puits qui n'a pas produit 10 000 tonnes de

Pétrole Brut ;

iii) l’admission au taux global réduit à cinq pour cent (5%) des droits et taxes perçus à

l'importation, des matériels, matériaux, produits, machines et outillages

d'équipement et pièces détachées qui, n'entrant pas dans la catégorie des biens

visés aux paragraphes (i) et (ii) ci-dessus, sont nécessaires, destinés et affectés à la

production, au stockage, au traitement, au transport, à l'expédition et à la

transformation des Hydrocarbures de la Zone d’Exploitation. Les biens

bénéficiant de l’admission au taux global réduit à cinq pour cent (5%) sont ceux

agréés et communiqués par l’Administration des Douanes.

25.2.2

Le bénéfice du régime de l'admission temporaire, normale ou spéciale et du régime

d’admission en franchise est accordé par l’Administration des Douanes, à la demande du

Contracteur. Cette demande doit être préalablement validée par l’Administration des

Hydrocarbures.

Les demandes relatives aux régimes susvisés doivent préciser notamment :

i)



la dénomination commerciale des biens et la rubrique tarifaire sous laquelle

ils sont placés ;



ii)



les quantités et leur valeur FOB et Cost Insurance Freight, en abrégé CIF.



25.2.3

Les demandes relatives à l’obtention des avantages douaniers doivent être envoyées au

plus tard quinze (15) jours avant l'arrivée des biens concernés à l’Administration des

Hydrocarbures aux fins d’examen pour approbation.

25.2.4

A l’occasion du changement de résidence du personnel étranger du Contracteur, les effets

et objets mobiliers à usage personnel et domestique sont admis en franchise dans les

conditions et limites conformes à la règlementation en vigueur.

25.2.5

A l’exception des amendes et pénalités prévues par la réglementation douanière en

vigueur, les droits et taxes douaniers constituent des Coûts Pétroliers.

25.2.6

Les fournisseurs, sous-traitants, prestataires de services et Sociétés Mères et Filiales de

droit gabonais du Contracteur bénéficient également des mêmes avantages fiscaux et

douaniers que ceux accordés au Contracteur dans le cadre du présent Contrat.



ARTICLE 26

FONDS DE CONCOURS

26.1

Sans préjudice des stipulations du présent article, toutes les contributions aux Fonds de

concours sont incluses dans le compte des Coûts Pétroliers.

58



Les Fonds de concours sont dus annuellement par le Contracteur. Cependant, les montants

relatifs à la première et la dernière année du Contrat sont déterminés au prorata temporis

journalier.

26.2

Le Contracteur contribue annuellement à un Fonds de concours pour le Soutien aux

Hydrocarbures créé dans le but de faire progresser la recherche et la promotion pétrolières.

La contribution est de :

i) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des EtatsUnis d'Amérique par Année Civile en période d’exploration ;

ii) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des EtatsUnis d'Amérique par Année Civile en période d’exploitation ;

iii) zéro virgule zéro cinq (0,05) dollar des États-Unis d'Amérique par Baril de la

Production Totale Disponible. Cette contribution ne sera pas incluse dans le compte

des Coûts Pétroliers.

26.3

Le Contracteur est tenu de contribuer au Fonds de concours pour l’Equipement de

l’Administration des Hydrocarbures.

La contribution est de :

i) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des

États-Unis d'Amérique par Année Civile en période d’exploration ;

ii) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des

États-Unis d'Amérique par Année Civile en période d’exploitation.

26.4

Le Contracteur est tenu de participer au renforcement des capacités de l’Administration des

Hydrocarbures en contribuant au financement pour le perfectionnement et la formation

continue des agents dudit Service.

Cette contribution peut également servir à la formation d'autres Gabonais dans le secteur

des Hydrocarbures désignés par ladite Administration.

La contribution est de :

i) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des

États-Unis d'Amérique par Année Civile en période d’exploration ;

ii) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des

États-Unis d'Amérique par Année Civile en période d’exploitation.

26.5

Toutes les contributions visées aux alinéas précédents sont versées au Trésor Public au

bénéfice de l’Administration des Hydrocarbures.



59



26.6

Le Contracteur est tenu de contribuer au Fonds de concours pour le Développement des

Communautés Locales. Ce fonds est dédié au financement des projets communautaires des

populations gabonaises, notamment celles vivant à proximité des sites pétroliers.

Le Fonds de concours pour le Développement des Communautés Locales est domicilié

dans un compte ouvert au Gabon destiné à recevoir les contributions annuelles versées par

le Contracteur.

La contribution est de :

i) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des ÉtatsUnis d'Amérique par Année Civile en période d’exploration ;

ii) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des ÉtatsUnis d'Amérique par Année Civile en période d’exploitation.

Les modalités d’administration et de gestion du Fonds de concours pour le Développement

des Communautés Locales sont précisées par les textes règlementaires en vigueur.

Les versements du Contracteur s’effectueront conformément aux instructions de

l’Administration des Hydrocarbures dans un compte ouvert par l’Etat au Trésor Public, à la

Caisse des Dépôts et Consignations ou dans tout autre établissement financier établi au

Gabon et dont l’Etat reste titulaire durant toute la durée du présent Contrat.

26.7

Le Contracteur est tenu de contribuer au Fonds de concours pour l’atténuation des impacts

de l’activité pétrolière sur l’environnement.

Le Fonds de concours pour l’atténuation des impacts de l’activité pétrolière sur

l’environnement est domicilié dans un compte ouvert au Gabon destiné à recevoir les

contributions annuelles versées par le Contracteur.

La contribution est de :

i) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des ÉtatsUnis d’Amérique par Année Civile en phase d´exploration ;

ii) [indiquer le montant en lettres] ([indiquer le montant en chiffres]) dollars des ÉtatsUnis d'Amérique par Année Civile en phase d´exploitation.

Les modalités d’administration et de gestion du Fonds de concours pour l’atténuation des

impacts de l’activité pétrolière sur l’environnement sont précisées par les textes

règlementaires en vigueur.

Les versements du Contracteur s’effectueront conformément aux instructions de

l’Administration des Hydrocarbures dans un compte ouvert par l’Etat au Trésor Public, à la

Caisse des Dépôts et Consignations ou dans tout autre établissement financier établi au

Gabon et dont l’Etat reste titulaire durant toute la durée du présent Contrat.



60



ARTICLE 27

RESPONSABILITE SOCIALE DES ENTREPRISES

27.1

La responsabilité sociale des entreprises se traduit par l’obligation qui leur est faite de

contribuer aux enjeux de développement durable.

A cette fin, elles doivent prendre en compte, dans l’exercice de leurs activités, les impacts

sociaux et environnementaux, en adoptant les meilleures pratiques possibles qui

contribuent à l’amélioration du bien-être des populations.

27.2

La responsabilité sociale du Contracteur se traduit notamment par :

i) la contribution au mécanisme de la Provision pour Investissement Diversifié (PID)

à concurrence d’un pour cent (1%) du chiffre d’affaires du Contracteur afférent à la

Zone d’Exploitation, réduit du montant de la redevance minière proportionnelle et

de la part du Profit Oil revenant à l’Etat. Le mécanisme de la Provision pour

Investissement Diversifié (PID) est affecté au financement des investissements ou

au règlement des engagements financiers adaptés aux objectifs de diversification de

l’économie nationale ;

ii) la contribution au mécanisme de la Provision pour Investissement en

Hydrocarbures (PIH), à concurrence de deux pour cent (2%) du chiffre d’affaires

du Contracteur afférent à la Zone d’Exploitation, réduit du montant de la redevance

minière proportionnelle et de la part du Profit Oil revenant à l’Etat. Le mécanisme

de la Provision pour Investissement en Hydrocarbures est affecté au financement

des investissements ou au règlement des engagements financiers adaptés aux

objectifs de développement de l’industrie des hydrocarbures.

Le chiffre d’affaires servant d’assiette à la PID et la PIH correspond à la part de production

revenant chaque Année au Contracteur.

Les contributions PID et PIH visées ci-dessus sont incluses chacune, à hauteur de soixantequinze pour cent (75%), dans le compte des Coûts Pétroliers.

27.3

Les contributions annuelles du Contracteur au titre de la PID et de la PIH sont versées au

Fonds PID/PIH constitué par un compte bancaire ouvert au nom de l’Etat.

L’Etat doit proposer au Contracteur des modalités de gestion et de fonctionnement du

Fonds PID/PIH qui garantissent à celui-ci ou à ses représentants une participation effective

à la définition de la politique générale des investissements éligibles au financement par le

Fonds PID/PIH et un contrôle effectif a priori et a posteriori de l’exécution financière des

projets financés par le Fonds PID/PIH.

Le Contracteur et l’Etat Gabonais définissent la liste des secteurs d’activités et des

investissements éligibles aux financements PID/PIH.

L’Etat Gabonais présente, périodiquement, au Contracteur, pour appréciation et

approbation la liste des projets sollicitant les financements PID/PIH.



61



L’Etat Gabonais présente au moins une fois par trimestre au Contracteur un état des

mouvements justifiés intervenus sur le compte bancaire du Fonds PID/PIH.

27.4

L’Etat détermine les modalités de paiement des contributions prévues à l’article 27.2 cidessus.

ARTICLE 28

CONTRIBUTION A LA SATISFACTION DES BESOINS DU MARCHE

INTERIEUR

Le Contracteur est tenu de contribuer aux besoins du marché intérieur en livrant, une

quantité d'Hydrocarbures déterminée, à l’Etat ou à un Tiers acquéreur mandaté par celui-ci.

La contribution du Contracteur est déterminée au prorata de sa quote-part de production

d’Hydrocarbures dans la production nationale totale.

28.2

La quantité à livrer est déterminée par l’Etat avant la fin de chaque Année Civile, pour

l'Année Civile suivante, sur la base des prévisions de production et des besoins du marché

intérieur pour l'Année Civile considérée. Les ajustements nécessaires seront opérés

trimestriellement dès que les données définitives seront connues.

28.3

Le prix de cession par le Contracteur de la quantité d'Hydrocarbures destinée à la

satisfaction des besoins du marché intérieur est égal au Prix de Cession Officiel de la

qualité du Pétrole Brut produit dans la Zone Délimitée assorti d'un abattement de quinze

pour cent (15%).

L’abattement est imputé au compte des Coûts Pétroliers.

28.4

Les Hydrocarbures cédés dans le cadre des stipulations de l’article 28 sont livrés par le

Contracteur au Point de Livraison, où la propriété des Hydrocarbures est transférée à l’Etat

ou à un Tiers acquéreur mandaté par celui-ci.

Les frais de transport entre le Point d’Enlèvement et le Point de Livraison ainsi que les

frais d’assurance afférents aux Hydrocarbures livrés, sont à la charge, le cas échéant, de

l’organisme attributaire de ces Hydrocarbures, ou à défaut de l’Etat.

Lorsque ces frais sont à la charge de l’Etat, ils constituent des Coûts Pétroliers.

28.5

La cession des Hydrocarbures prévue à l’article 28 est payée dans les quatre-vingt-dix (90)

jours de la date de livraison.



62



ARTICLE 29

VALORISATION ET COMMERCIALISATION DES HYDROCARBURES

29.1

Sont valorisées en appliquant le Prix de Cession Officiel, les quantités d'Hydrocarbures :





prélevées au titre de la récupération des Coûts Pétroliers ;







représentant la redevance minière proportionnelle ;







constituant le revenu brut du Contracteur ;







représentant la part de production revenant à l'Etat et commercialisée à la

demande de celui-ci par le Contracteur ;







livrées dans le cadre de la contribution à la satisfaction des besoins du marché

intérieur ;







reçues en paiement de l'Etat ;







reçues en contrepartie de l'exercice par l'Etat de son droit de préemption sur les

quantités d'Hydrocarbures revenant au Contracteur.



29.2

Le Prix de Cession Officiel est déterminé en dollar des États-Unis d’Amérique par la

Commission Technique Paritaire en tenant compte des prix du marché international pour

les Hydrocarbures de qualité analogue.

Il est calculé valeur F.O.B. chaque trimestre civil pour le trimestre précédent sur la base

des éléments et données qui s'y rapportent ; il est notifié au Contracteur pour application et

régularisations éventuelles.

Si au cours d’un trimestre civil donné aucun Prix de Cession Officiel n'a été notifié au

Contracteur, il sera fait application, à titre provisoire du prix résultant de la plus récente

notification.

29.3

Si, pour une période donnée, le Prix de Cession Officiel appliqué est supérieur au prix du

marché pour des ventes à des Tiers d'Hydrocarbures provenant de la Zone Délimitée, la

différence est récupérée par le Contracteur, par inscription au débit du compte des Coûts

Pétroliers, sous réserve de la vérification du prix réel par l’Etat.

Si, à l'inverse, le Prix de Cession Officiel est inférieur au prix dudit marché, la différence

est portée au crédit du compte des Coûts Pétroliers, sous réserve de la vérification du prix

réel par l’Etat.

29.4

Le prix du marché international servant au calcul du Prix de Cession Officiel est déterminé

selon des modalités à définir par les Parties ; celles-ci se réunissent, à la demande de l'une

d'entre elles, périodiquement à cette fin, en fonction de l'évolution du marché international

des Hydrocarbures.

63



29.5

Dès que la production d'un Gisement d'Hydrocarbures devient régulière, le Contracteur est

tenu de tout mettre en œuvre pour obtenir la meilleure valorisation possible des

Hydrocarbures produits, de sorte que les conditions de commercialisation des quantités lui

revenant n’affectent pas défavorablement le cours des Hydrocarbures gabonais sur le

marché international.

29.6

Le Contracteur est tenu de faire de son mieux pour que les prix obtenus à l'exportation des

Hydrocarbures gabonais soient conformes à ceux pratiqués sur le marché international au

moment de la vente, à qualité, quantités, fret et conditions de paiement équivalents.

29.7

L'Etat prélève en nature sa part de production. Toutefois, l’Opérateur est tenu, lorsque

l'Etat en fait la demande, d'assurer la vente de tout ou partie des quantités d'Hydrocarbures

lui revenant au titre du présent Contrat et de lui en verser le prix qui devra être au moins

égal au Prix de Cession Officiel.

A l’occasion de cette vente, l’Opérateur bénéficie d’une rémunération fixée à soixante pour

cent (60%) du différentiel positif entre le prix de réalisation de ladite vente et le Prix de

Cession Officiel. A cet effet, l’Opérateur est tenu de transmettre à l’Administration des

Hydrocarbures tous les documents relatifs à la vente d’Hydrocarbures ainsi réalisée.

29.8

L'Etat peut demander le règlement du produit des ventes de sa production assurée par le

Contracteur dans la monnaie étrangère de son choix, étant entendu que les coûts associés à

une telle demande seront supportés exclusivement par l’Etat. Le choix de la devise de

règlement doit être notifié au Contracteur au moment de la demande de vente visée au

présent article. A défaut de notification, le règlement s'effectue dans la monnaie dans

laquelle est exprimé le Prix de Cession Officiel.

29.9

S’agissant des Hydrocarbures gazeux, la commercialisation se fait conformément à la

réglementation en vigueur et suivant les termes et conditions définis dans les contrats de

vente de gaz qui en résulteront.



ARTICLE 30

EXPORTATION, TRANSFERT DE PROPRIETE ET REGLES DE MISE A

DISPOSITION DES HYDROCARBURES

30.1

Le Contracteur a le droit d'exporter sa quote-part d’Hydrocarbures au point d'exportation

agréé par l’Administration diminuée des livraisons réalisées au titre de la contribution aux

besoins du marché intérieur.

30.2

Le transfert de propriété de la quote-part d'Hydrocarbures revenant aux Parties s'opère au

Point d’Enlèvement.

L’Opérateur agissant au nom des Parties contracte toute assurance nécessaire en vue de

couvrir tout dommage, perte ou préjudice qui pourraient survenir et affecter les Opérations

Pétrolières.

64



30.3

Pour les besoins de la comptabilité des Coûts Pétroliers, les enlèvements d'Hydrocarbures

intervenus au cours d’un Mois Civil donné sont enregistrés à la fin de chaque Mois Civil.

30.4

Le transfert de propriété des quantités d'Hydrocarbures cédées par le Contracteur au titre

de la contribution aux besoins du marché intérieur, s'opère au Point de Livraison. Tous les

frais de transport et d’assurance au-delà de ce point relèvent de la responsabilité de l’Etat

ou du Tiers acquéreur, mandaté par celui-ci.

30.5

Le transfert de propriété des quantités d'Hydrocarbures cédées par les Parties au titre de

l’exportation s'opère FOB au lieu du franchissement du point de raccordement au navire

pétrolier.

30.6

L’Administration des Hydrocarbures surveille, inspecte et contrôle les enlèvements

d'Hydrocarbures et la gestion du terminal de chargement. Les frais occasionnés par les

missions de surveillance, d’inspection et de contrôle constituent des Coûts Pétroliers.

L’Administration des Hydrocarbures peut recourir à un Tiers pour assurer les missions

susvisées.

30.7

Les Parties se concertent périodiquement pour arrêter le programme prévisionnel de leurs

enlèvements et font de leur mieux pour effectuer des chargements conjoints, si cela s'avère

nécessaire, pour éviter des situations de Sur-Enlèvement ou de Sous-Enlèvement de l'une à

l'égard de l'autre.

30.8

Si la quantité d'Hydrocarbures disponible en stock avant le Point d’Enlèvement est

suffisante pour assurer le chargement de navires pétroliers, le premier chargement est

effectué pour le compte de l'Etat. Le Contracteur dispose ensuite des Hydrocarbures pour

les chargements suivants, jusqu'à ce que la quote-part d’Hydrocarbures lui revenant ait été

enlevée.

30.9

Si l'une des Parties ne peut enlever en temps utile sa part de production, l'autre Partie aura

la faculté d'en disposer, à charge pour elle de restituer, plus tard, à la Partie qui n'a pas pu

enlever sa part, une quantité équivalente d'Hydrocarbures.

30.10

Les modalités pratiques d'application des stipulations de l’article 30 peuvent, à tout

moment, faire l'objet d'aménagements convenus entre l’Administration des Hydrocarbures

et le Contracteur, dans le cadre d'une procédure d'enlèvement et de mise à disposition.



65



ARTICLE 31

GAZ NATUREL

31.1

Le Gaz Naturel constitue l’une des ressources stratégiques de l’économie nationale. L’Etat

a l’exclusivité de l’achat auprès du Contracteur des quantités de Gaz Naturel destinée à la

satisfaction des besoins du marché intérieur.

Pour les quantités de Gaz Naturel restantes, le Contracteur est en droit de les

commercialiser à l’export au titre du présent Contrat aux prix justes et équitables.

Le Contracteur pourra à titre gracieux en priorité, utiliser les quantités de gaz naturel dont

il aurait besoin pour améliorer la récupération des réserves de Pétrole Brut des champs

qu’il opère à l’intérieur de la Zone Délimitée.

Le Contracteur a le droit d’utiliser les quantités de gaz naturel dont il aurait besoin pour

améliorer la récupération des réserves de Pétrole Brut des champs à l’extérieur de la Zone

Délimitée moyennant le paiement du prix convenu d’accord parties.

31.2

En cas de découverte de Gaz Naturel, les Parties entameront des négociations en vue de

l’établissement d’un avenant au présent Contrat qui complètera les conditions

contractuelles nécessaires pour permettre, l’exploitation et la commercialisation de ladite

ressource gazière.

Sans préjudice des stipulations du présent Contrat, la durée de l’exploitation du Gaz

Naturel est de trente (30) ans décomposée en quatre (04) phases dont :

i)

ii)

iii)

iv)



quinze (15) ans pour la première ;

cinq (05) ans pour la deuxième ;

cinq (05) ans pour la troisième ;

cinq (05) ans pour la quatrième.



Les renouvellements de la durée de l’AEDP dans le cadre du Gaz Naturel se font dans les

mêmes formes et conditions prévues à l’article 14.

31.3

Le Contracteur est tenu de développer ou utiliser des techniques adaptées pour la

récupération et la réinjection du Gaz Naturel aux fins d’optimiser la production et de

procéder à la conservation de la ressource.

Les quantités de Gaz Naturel nécessaires à la conduite des Opérations Pétrolières doivent

être déclarées.

31.4

Le torchage et le rejet de Gaz Naturel sont interdits.

31.5

Toutefois, l’Administration des Hydrocarbures fixe pour chaque Gisement un seuil toléré

de torchage, après examen des propositions dûment justifiées du Contracteur. Ce seuil est

révisé périodiquement.

66



Toute quantité de gaz brûlée au-dessus du seuil toléré est passible de pénalités fixées par

voie règlementaire.

31.6

Des autorisations de torchage peuvent être accordées exceptionnellement, par

l’Administration en charge des Hydrocarbures à la demande de l’Opérateur, sous réserve

des dispositions liées à la sécurité des installations et lorsque les facteurs techniques ou

économiques le justifient.

31.7

Les quantités de gaz torché et les émissions des gaz à effet de serre connexes sur chaque

Zone d’Exploitation doivent faire l’objet d’une déclaration mensuelle, au plus tard le 15 du

mois suivant, par le Contracteur auprès de l’Administration des Hydrocarbures.

Le défaut de déclaration de toute quantité de gaz torché expose le Contracteur à une

pénalité dont le taux est fixé par la règlementation en vigueur.

31.8

Toutes les fois qu'il sera nécessaire d'établir une équivalence entre le Gaz Naturel et le

Pétrole Brut, particulièrement pour l'application des modalités de prélèvements des

quantités d'Hydrocarbures au titre de la récupération des Coûts Pétroliers, du partage de la

Production Restante, du paiement des redevances, ainsi que pour la détermination du

montant des bonus, il est admis que cent soixante-cinq (165) mètres cubes de Gaz Naturel

sont équivalents à un Baril de Pétrole Brut. Les volumes sont calculés en conditions dites

« normales », soit à une température de 15° Celsius et une pression de 101 325 pascals ou

« standard », soit à une température de 60° Fahrenheit et une pression absolue de 14, 69

psi.

31.9

En cas de découverte de Gaz Naturel, les Parties entameront des négociations en vue de

l’établissement d’un avenant qui complètera les conditions contractuelles nécessaires pour

permettre, l’exploitation et la commercialisation de ladite ressource dans les meilleures

conditions juridiques et fiscales conformément à la règlementation en vigueur.



ARTICLE 32

DEMANTELEMENT DES INSTALLATIONS ET REMISE EN ETAT DES SITES

32.1

A la fin de l’exploitation d’un Gisement d’Hydrocarbures, le Contracteur est tenu de

démanteler les équipements et installations pétrolières conformément au plan de Remise en

Etat de Sites, en abrégé plan RES, approuvé par l’Administration des Hydrocarbures selon

la règlementation en vigueur en République Gabonaise et les normes et standards

généralement admis dans l'industrie des Hydrocarbures.

32.2

Pour la garantie de la bonne exécution des obligations RES, le Contracteur doit, au plus

tard dans les douze (12) mois suivant le début de la mise en production d’un Gisement,

constituer un fonds RES en dollar des États-Unis d’Amérique alimenté par des dotations

financières de fonds RES, à raison d’une dotation pour chaque AEDP.



67



La dotation financière annuelle du fonds RES est déterminée par le rapport entre le

montant total initial ou réévalué du plan RES et la durée de l’AEDP, y compris ses

renouvellements ou la durée estimée de la production.

La dotation financière du fonds RES doit être intégralement constituée au plus tard trois

(03) ans avant l’expiration de la dernière AEDP.

32.3

Les dotations financières annuelles des fonds RES constituent des Coûts Pétroliers.

Les dotations des fonds RES constituées et inscrites en Coûts Pétroliers ne peuvent

constituer un actif du patrimoine du Contracteur.

32.4

Le fonds RES est logé dans un Compte RES ouvert par le Contracteur au nom et pour le

compte de l’Etat dans les livres de la BEAC au Gabon ou un établissement de crédit de

droit gabonais agréé par la COBAC et choisi d’accord parties.

L’Etat et le Contracteur sont cogestionnaires et cosignataires du Compte RES.

Sans préjudice des stipulations de l’article 32.9 iii) ci-dessous, toutes les opérations de

débit relatives audit compte doivent requérir obligatoirement la signature conjointe des

personnes habilitées désignées par l’Etat et le Contracteur.

Les termes, conditions et modalités de la cogestion du compte RES sont définis dans

l’accord d’ouverture et de gestion du Compte RES signé entre l’Etat, le Contracteur et la

BEAC ou l’établissement de crédit. Cet accord, une fois convenu, constituera une Annexe

au présent Contrat.

32.5

Lorsque le Contracteur est titulaire de plus d’une AEDP au titre du présent Contrat ou

d’autres contrats, un seul Compte RES est ouvert pour recevoir toutes les dotations RES

constituées par lui.

32.6

Le Contracteur est tenu, pour toute AEDP, de verser chaque année, au plus tard le 30 avril,

dans le Compte RES, la dotation annuelle de fonds RES pour l’exercice précédent

constituant les fonds destinés à financer la réhabilitation de sites.

L’évaluation et la réévaluation périodique des coûts des Travaux RES sont réalisées par

l’Opérateur et approuvées par l’Administration des Hydrocarbures.

L’évaluation et la réévaluation périodique des coûts des Travaux RES doivent faire l’objet

d’un état comptable analytique permettant de rattacher à chaque Gisement ou Champ et à

chaque installation ou équipement concerné les coûts prévisionnels des Travaux RES y

relatifs.

32.7

Les fonds RES et le Compte RES sont affectés exclusivement au financement des Travaux

RES.



68



32.8

Les fonds RES et le Compte RES doivent être dotés par le Contracteur d’un mécanisme

juridique de transfert de propriété à titre de garantie ou de sûreté fondé sur les dispositions

de l’Acte Uniforme de l’OHADA portant organisation des sûretés, destiné à assurer leur

protection contre les risques de faillite du Contracteur, de l’Etat, et du dépositaire et contre

le risque de saisie des créanciers du Contracteur, de l’Etat et du dépositaire.

32.9

Les modalités et conditions de réalisation des Travaux RES et d'utilisation des fonds RES

doivent respecter les stipulations suivantes :

i)



- pour la réalisation des Travaux RES, le Contracteur notifie à l’Administration

des Hydrocarbures, avec un préavis de cent quatre-vingt (180) jours, son intention

d'abandonner la Zone d'Exploitation et lui soumet un rapport technique d’arrêt des

opérations de production ;

- si après examen dudit rapport technique d’arrêt des opérations de production,

l'Etat souhaite conserver en l'état tout ou partie des installations ou les réhabiliter

lui-même, l’Administration des Hydrocarbures doit en informer le Contracteur par

écrit dans les quatre-vingt-dix (90) jours suivant la remise du rapport technique

d’arrêt des opérations de production. Cette décision de l’Administration décharge

le Contracteur de l’obligation de réalisation des Travaux RES sur les installations

concernées et le libère du délai trentenaire des dispositions contractuelles cidessous ;

- dans le cas où l’exploitation des gisements dans la Zone d’Exploitation est

reprise par un tiers ou par l’Etat au côté d’un tiers, il sera conclu entre les

repreneurs et le Contracteur un accord de transfert précisant notamment la date de

transfert, l’identification des puits, de toutes les installations nécessaires à

l’exploitation dont la garde et/ou la propriété est transférée aux repreneurs ;

- l’Etat et/ou le repreneur reconnaissent accepter ces biens en l’état sans aucun

droit de recours ultérieur les concernant à l’encontre du Contracteur et en

assumeront la garde à compter de la date de transfert telle que celle-ci sera

spécifiée dans l’accord de transfert ;



ii)



le Contracteur et l’Etat notifient à la BEAC ou à l’établissement de crédit, le

montant des Travaux RES à la charge de l’Etat pour les installations concernées,

la fin de la cogestion des fonds RES ainsi que le transfert intégral et exclusif de la

libre gestion du Compte RES à l’Etat à concurrence de ce montant ;



-



l’Etat délie le Contracteur de son obligation de procéder aux Opérations RES sur

la Zone d’Exploitation. En conséquence l’Etat renonce à tout recours à l’encontre

du Contracteur et ses Sociétés Affiliées en relation directe ou indirecte avec les

opérations RES sur la Zone d’Exploitation, y compris pour tous dommages et

pertes en résultant. L’Etat garantit en outre le Contracteur et ses Sociétés Affiliées

contre tout recours de tiers de quelle que nature que ce soit à raison de ces

opérations RES ou au titre de leur non-exécution par le Contracteur ;



iii)



si pour des raisons dûment motivées, le Contracteur décide de ne pas procéder

dans leur totalité aux Travaux RES, par exemple pour la conservation

d’installations nécessaires à l’exploitation d’autres gisements situés hors du

périmètre d’une Zone d’Exploitation relevant du présent Contrat, l’Etat et le

69



Contracteur s’accordent sur la nature et l’étendue des opérations à réaliser, en

particulier pour la mise en sécurité des installations et des puits et sur l’évaluation

de la partie des fonds RES affectés aux Travaux RES non réalisés, ou reportés ;

iv)



si après examen dudit rapport technique d’arrêt des opérations de production,

l'Etat est d’accord pour la réalisation des Travaux RES, l’Administration des

Hydrocarbures doit en informer le Contracteur par écrit dans les soixante (60)

jours suivant la remise du rapport technique d’arrêt des opérations de production.

Dès réception de cette notification, le Contracteur doit soumettre à

l’Administration des Hydrocarbures, un programme d’exécution des travaux de

réhabilitation de sites et le budget correspondant pour approbation ;



v)



l’approbation par l’Administration des Hydrocarbures dudit programme et du

budget y relatifs doit être notifiée par écrit au Contracteur dans un délai de quatrevingt-dix (90) jours suivant la réception du programme d’exécution des Travaux

RES et des budgets y afférents. Si le Contracteur ne reçoit pas de réponse de la

part de l’Administration des Hydrocarbures dans ce délai de quatre-vingt-dix (90)

jours, le programme de réhabilitation de sites et le budget seront réputés

approuvés ;



vi)



si l’Administration des Hydrocarbures notifie au Contracteur le défaut

d’approbation du programme de réhabilitation de sites et le budget, le Contracteur

et l’Administration des Hydrocarbures se réunissent dans un délai de quinze (15)

jours pour discuter des points de divergences et s’accorder sur lesdits programme

et budget.



En cas de persistance du désaccord, les Parties s’engagent dans les quinze (15) jours

suivant la première réunion à se réunir, chacune accompagnée d’un (1) expert notoirement

reconnu dans le secteur pour trancher d’accord parties et de manière définitive la question.

Le budget relatif aux Travaux RES doit être approuvé par l’Administration des

Hydrocarbures.

Pour l’exécution des Travaux RES, le décaissement ou virement des fonds RES du Compte

RES, ne peut intervenir valablement que sur un ordre de paiement ou de virement dûment

signé par les représentants habilités de l’Etat et du Contracteur, accompagné du budget des

travaux régulièrement approuvé par l’Administration des Hydrocarbures.

32.10

Sauf s’il en est convenu autrement dans le présent article, le Contracteur est tenu de

financer en totalité les dépenses relatives aux Travaux RES.

Si les dépenses excèdent le total des fonds RES constitués, capital et intérêts inclus, le

Contracteur est tenu de fournir le solde permettant de financer l’exécution de l’intégralité

des Travaux RES.

Si les dépenses sont inférieures au total des fonds RES constitués, capital et intérêts inclus,

et qu’il n’y a plus d’AEDP ou d’autres Travaux RES en cours ou non réalisés, le montant

restant de ces fonds RES non utilisés conformément à leur objet est :

i)



versé au Contracteur, seulement s’il lui reste des Coûts Pétroliers à récupérer et ce,

à concurrence du solde desdits Coûts Pétroliers et ensuite, le cas échéant, le solde

débiteur du compte "Etat-Partenaire" ;

70



ii) versé à l’Etat si un reliquat est dégagé après paiement des dépenses relatives aux

Travaux RES et après règlement au Contracteur du solde des Coûts Pétroliers

restant à récupérer et, le cas échéant, du solde débiteur du compte "Etat-Partenaire".

Le reliquat des Fonds RES dû à l’Etat est entièrement versé au Trésor Public dès la

notification par l’Administration des Hydrocarbures au Contracteur, avec copie à la BEAC

ou à l’établissement de crédit domiciliataire du Compte RES, de l’extinction des

obligations RES du Contracteur. Cette notification vaut quitus pour l’exécution des

obligations mises à sa charge. Un ordre de décaissement ou de virement conforme est

donné en ce sens à la BEAC ou à l’établissement de crédit par les Parties.

32.11

L’Opérateur est tenu de présenter annuellement à l’Administration des Hydrocarbures, le

solde du Compte RES, toutes les opérations intervenues sur ce compte, toutes les

informations relatives à la dotation annuelle du Fonds RES et, le cas échéant, le plan RES

actualisé et le budget correspondant.

Ces informations sont consignées dans une rubrique spéciale « Position et Mouvement du

Compte RES » du rapport annuel de l’Opérateur.

32.12

Au nom et pour le compte de l’Etat, les Parties peuvent décider de sortir les fonds du

Compte RES domicilié dans n’importe quel établissement de crédit pour les transférer à la

BEAC ou dans un autre établissement de crédit gabonais lorsque, à l’appréciation dûment

justifiée de l’une des Parties, il apparaît nécessaire d’anticiper sur des événements ou sur

des signes porteurs de risques systémiques pour le système bancaire gabonais.

Lorsque le risque est circonscrit à l’établissement bancaire domiciliataire, le transfert peut

s’opérer dans un autre établissement bancaire gabonais.

32.13

Pour toute situation pouvant conduire à un risque quant à la sécurisation des fonds du

Compte RES, à l’appréciation des Parties et dûment argumentée par celles-ci, notamment

en cas d’anticipation ou de dégradation de la solidité financière de l’établissement de crédit

gabonais où est domicilié le Compte RES, l’une des Parties a le droit, après en avoir

informé l’autre, de transférer les fonds du Compte RES vers un nouveau Compte RES

ouvert dans les livres d’un autre établissement de crédit gabonais afin d’assurer la

sécurisation des Fonds RES.

Lors du prochain CTSOP, l’Opérateur présente la situation financière du Compte RES

transféré et ses principaux éléments de gestion. Le CTSOP fait alors des recommandations

aux Parties qui peuvent unanimement décider du maintien du Compte RES dans ce nouvel

établissement de crédit gabonais ou son transfert auprès d’un autre établissement de crédit

gabonais qui est choisi par l’Opérateur après consultation de l’Administration des

Hydrocarbures.

32.14

En cas de défaut de restitution par l’établissement de crédit de la totalité des sommes dues,

en principal et intérêts, le Contracteur, après avoir transmis à l’Administration des

Hydrocarbures les documents justifiant du défaut de l’établissement de crédit, doit agir

avec diligence pour obtenir la restitution des sommes dues auprès de l’établissement de

crédit défaillant, sa maison-mère le cas échéant et/ou de ses subrogés. A cette fin, les

71



parties exigeront à l’ouverture du compte RES une garantie auprès de la maison-mère de

l’établissement de crédit.

Toutefois, en cas d’insuffisance des sommes recouvrées, le Contracteur à sa seule

discrétion, et dans la limite de ses moyens, peut participer au financement de la

réhabilitation intégrale du site, au-delà des sommes éventuellement recouvrées par lui

auprès de l’établissement de crédit défaillant et/ou de ses subrogés.

32.15

Dans les six (06) mois suivant la fin des Travaux RES, l’Administration des Hydrocarbures

constate la fin du présent Contrat et en fait notification au Contracteur sous réserve qu’il ait

rempli la totalité de ses obligations contractuelles.

32.16

Toutefois, malgré la réception par l’Etat des travaux de démantèlement et de réhabilitation

de sites réalisés par le Contracteur et la délivrance de la notification de la fin du Contrat

prévue ci-dessus, la responsabilité du Contracteur demeure entière pour une période de

trente (30) ans à compter de la notification visée à l’article 32.15 pour les malfaçons,

imperfections et tous les éventuels dommages qui surviendraient à l’environnement, aux

biens et aux personnes résultant des Opérations Pétrolières imputables au Contracteur.

32.17

La notification mettant fin au présent Contrat précise expressément les stipulations de

l’article 32.16.

ARTICLE 33

CESSION D'INTERETS PETROLIERS

33.1

Chaque entreprise constituant le Contracteur peut céder tout ou partie de ses intérêts

pétroliers découlant du présent Contrat à des Tiers, si la capacité technique et financière de

ces Tiers est bien établie. Les cessionnaires deviennent alors conjointement et

solidairement responsables, avec les autres entreprises constituant le Contracteur, de

l'exécution du présent Contrat. Les droits et obligations du cédant attachés à la part des

intérêts ainsi cédés, sont intégralement transférés aux cessionnaires.

33.2

Dans les conditions prévues à l’article 33.4 ci-dessous, l'Etat dispose d'un droit de

préemption sur les cessions d’intérêts pétroliers à toute personne physique ou morale autre

qu’une Société Affiliée du cédant.

En cas d’exercice de ce droit de préemption par l’Etat, l’acquisition de ces intérêts

pétroliers se fait aux conditions du marché proposées aux Tiers, candidats à l’acquisition.

L’acquisition de cette participation supplémentaire ne sera pas portée par le Contracteur.

33.3

Toute cession d’intérêts pétroliers à un Tiers doit être soumise à examen et approbation

préalable de l’Administration des Hydrocarbures.



72



Le cédant transmet à l’Administration des Hydrocarbures une demande d’approbation de la

cession comportant, notamment, les éléments ci-après :

i)



nom, raison sociale et nationalité de l’acquéreur ;



ii) indications relatives à ses capacités financières et techniques ;

iii) indications relatives au statut juridique du cessionnaire ;

iv) déclaration écrite sur l’honneur par l’acquéreur du non exercice d’activités

illégales notamment, le blanchiment d’argent, la vente d’armes, la pratique d’actes

terroristes ;

v) modalités et conditions économiques et financières de la cession projetée ;

vi) solde du compte des Coûts Pétroliers certifié par l’Administration des

Hydrocarbures ;

vii) copie certifiée conforme du contrat de cession, signé et passé sous conditions

suspensives en incluant l'agrément et le non exercice par l'Etat du droit de

préemption.

33.4

L’Administration des Hydrocarbures dispose d’un délai de soixante (60) jours pour se

prononcer sur la demande du cédant aux fins d’exercer le droit de préemption de l’Etat.

Si à l’expiration de ce délai de soixante (60) jours, l’Administration des Hydrocarbures n'a

pas exercé le droit de préemption, l'Etat est réputé y avoir renoncé. Dès lors, l'opérateur

national dispose à son tour, d'un délai de quarante-cinq (45) jours après réception de la

notification dans les memes conditions.

Si, à l'expiration de ce délai de quarante-cinq (45) jours, l'opérateur national n'exerce pas

son droit de préemption, il est réputé y avoir également renoncé.

Après la double renonciation de l’Etat et de l’opérateur national à exercer leur droit de

préemption, le Contracteur recouvre la liberté de cession de ses droits aux Tiers.

La cession est réputée approuvée sous la condition suspensive du paiement de l’impôt sur

les sociétés au titre de la plus-value éventuelle de cession due par le cédant et des droits

d’enregistrement dus par le cessionnaire.

Le cessionnaire et le cédant sont conjointement et solidairement responsables du paiement

des impôts visés dans le présent article.

33.5

La plus-value de cession d’intérêts pétroliers est constituée par la différence positive entre

le prix de la cession et le montant des Coûts Pétroliers non encore récupérés par le cédant

au moment de la transaction et calculés proportionnellement au pourcentage d'intérêts

cédés.

33.6

La plus-value éventuelle de cession générée lors de la cession d’intérêts pétroliers est

taxable à l’Impôt sur les Sociétés au taux de droit commun sous réserve de l'article 33.8.



73



33.7

En cas de cession partielle ou totale des intérêts pétroliers, si le prix de cession est inférieur

à la valeur des Coûts Pétroliers certifiés, l’Opérateur n’intègre au débit dans la comptabilité

au titre des Coûts Pétroliers du cessionnaire que le montant correspondant au prix de la

cession.

33.8

Par exception aux dispositions du présent article, chaque entreprise constituant le

Contracteur peut céder, librement et à tout moment, tout ou partie de ses intérêts pétroliers

découlant du présent Contrat, à une ou plusieurs Sociétés Affiliées de droit gabonais.

Cependant, le cédant est, tenu d'en informer par écrit l’Administration des Hydrocarbures.

Dès lors, l’avenant prévu à l’article 33.10 ne pourra modifier les conditions économiques,

financières et fiscales du présent Contrat.

Par exception aux dispositions du présent article, les cessions d’intérêts réalisées par les

membres du Contracteur au profit de leurs Filiales de droit gabonais, de leurs Sociétés

Mères ou à des Tiers durant la première phase d’exploration sont exonérées du paiement

des droits et impôts prévus par la réglementation en vigueur.

Toute cession à l’Etat est exonérée du paiement des droits et impôts prévus par la

réglementation en vigueur.

33.9

Les cessions d’intérêts pétroliers ne doivent, en aucun cas, être de nature à porter préjudice

aux intérêts de l'Etat, à gêner la réalisation des Opérations Pétrolières ou à réduire les

capacités techniques et financières du Contracteur. Si l’Administration des Hydrocarbures

estime que tel est le cas, elle peut s’opposer à de telles cessions d’intérêts pétroliers.

33.10

Les cessions d’intérêts pétroliers autorisées par l’Administration des Hydrocarbures

entrainent obligatoirement l’établissement d’un avenant au présent Contrat indiquant la

nouvelle composition du Contracteur ainsi que la nouvelle répartition des parts d’intérêts.

L’établissement de cet avenant exige préalablement que le nouvel acquéreur fournisse à

l’Administration des Hydrocarbures l’engagement de garantie de sa Société Mère et les

quittances de paiement des impôts relatifs à la cession.

Le Ministre chargé des Hydrocarbures délivre de nouvelles autorisations administratives

qui tiennent compte des changements intervenus au niveau de la composition du

Contracteur.

33.11

Les cessions d’intérêts pétroliers réalisées en violation des stipulations du présent article

sont nulles et de nul effet.



74



ARTICLE 34

TRANSFERT ET CESSION DE DROITS SOCIAUX

34.1

Les transferts ou cessions à des Tiers de droits sociaux dans le capital social de personnes

morales détenant des intérêts pétroliers découlant du présent Contrat, qu’ils soient opérés

par vente, cession, apport, fusion ou scission ou toute autre modalité juridique, ainsi que le

transfert de droits sociaux de personnes morales constituant le Contracteur dont l’actif est

constitué majoritairement de tels droits ou de droits détenus directement ou indirectement

dans de telles entités, sont soumis à un droit d’enregistrement ainsi qu’à l’Impôt sur les

Sociétés au titre de la plus-value, assis sur la valeur réelle des droits sociaux transférés

évaluée à la date du transfert ou de la cession.

34.2

Sont exonérés du paiement du droit d’enregistrement et de l’Impôt sur les Sociétés au titre

de la plus-value s’ils ont été déclarés à l’Administration des Hydrocarbures et à

l’Administration en charge des Impôts au moins quinze (15) jours avant leur date effective,

les transferts ou cessions de droits sociaux dans le capital social de personnes morales

détenant des intérêts pétroliers découlant du présent Contrat, réalisés par une Société Mère

au profit de ses Filiales de droit gabonais ou entre Filiales de droit gabonais d’une même

Société Mère.

En cas de transfert de droits sociaux, seule la quote-part de valeur des droits sociaux

correspondant aux droits et obligations relatifs aux actifs situés au Gabon est prise en

compte.

34.3

Tout projet de transfert ou de cession à des Tiers des droits sociaux dans le capital social

de personnes morales détenant des intérêts pétroliers découlant du présent Contrat doit être

communiqué, par le cédant, à l’Administration des Hydrocarbures et à l’Administration en

charge des Impôts et comporter notamment les informations suivantes :

i) nom, raison sociale, qualité et nationalité de l’acquéreur ;

ii) toutes indications relatives à ses capacités financières et techniques ;

iii) toutes indications relatives à son statut juridique ;

iv) modalités et conditions économiques et financières du transfert ou de la cession ;

v) engagement sur l’honneur par l’acquéreur du non-exercice d’activités illégales

notamment, de blanchiment d’argent, de vente d’armes, de pratique d’actes

terroristes.

34.4

Les transferts ou cessions à des Tiers visés ci-dessus sont soumis à un droit

d’enregistrement assis sur la valeur des droits sociaux cédés ou transférés et à l’Impôt sur

les Sociétés au titre de la plus-value réalisée, conformément au Code Général des Impôts.

34.5

Le cessionnaire et le cédant sont conjointement et solidairement responsables du paiement

des impôts visés dans le présent article.

34.6

Conformément à la loi des Hydrocarbures, par exception aux stipulations des articles 34.1,

et 34.5 ci-dessus, les cessions ou transferts de droits sociaux réalisés par les membres du

75



Contracteur au profit de Tiers sont exonérées, durant la première phase d’exploration, du

paiement des droits et impôts prévus par la réglementation en vigueur.

34.7

Les transferts ou cessions des droits sociaux réalisées en violation des stipulations du

présent article sont nuls et de nul effet.



ARTICLE 35

CONTROLE DES CHANGES

35.1

Le Contracteur est soumis à la Réglementation des Changes en vigueur dans les États

membres de la Communauté Economique et Monétaire de l’Afrique Centrale (CEMAC), y

compris toute disposition particulière présente ou future accordée à l’industrie pétrolière,

émanant de la CEMAC, qu’elle soit mise en œuvre par ses soins ou par tout organisme ou

gouvernement mandaté par elle.

ARTICLE 36

PROTECTION DES DROITS

36.1

Le Contracteur prend toutes les mesures nécessaires pour atteindre les objectifs du présent

Contrat. Il dédommage et indemnise convenablement les Tiers pour tout préjudice ou

dommage que lui-même ou ses employés pourraient causer à l'occasion des Opérations

Pétrolières.

Il assume la responsabilité civile de ses erreurs, fautes ou négligences et celles de ses

employés dans le cadre de la conduite des Opérations Pétrolières en supportant toutes les

réparations et dommages-intérêts éventuellement dus aux Tiers.



36.2

Les frais d’indemnisation, dommages et intérêts compris ne constituent pas des Coûts

Pétroliers.

ARTICLE 37

PREFERENCE NATIONALE ET CONTENU LOCAL

37.1

L’Opérateur est tenu, pour la réalisation des Opérations Pétrolières, d'employer la maind'œuvre nationale dans une proportion de son effectif total au Gabon, définie d’accord

parties, et au moins égale aux seuils minimaux fixés par les dispositions législatives et

réglementaires en vigueur au Gabon, et ce, dans les limites des possibilités de recrutement

offertes par le marché national.

A ce titre, la possibilité de recrutement du personnel étranger qui est laissée à l’Opérateur

demeure néanmoins soumise à l’obligation par l’Opérateur de fournir à l’Administration

des Hydrocarbures le procès-verbal établissant l’état de carence des nationaux dans des

domaines indiqués pour la réalisation des Opérations Pétrolières.

76



Le personnel étranger spécialisé et qualifié recruté, doit être remplacé au fur et à mesure

que l’Opérateur recrute et forme le personnel gabonais dans la limite des possibilités de

recrutement offertes par le marché national.

Le personnel étranger recruté doit être remplacé par des nationaux cinq (05) ans au plus

tard après le démarrage de la production des hydrocarbures dans la limite des possibilités

de recrutement offertes par le marché national.

Dans le cadre du recrutement du personnel étranger, l’Opérateur est tenu d’associer à ces

derniers un homologue gabonais qui participera aux Opérations Pétrolières, conformément

aux dispositions de la réglementation en vigueur.

Les modalités, termes et conditions du compagnonnage doivent être communiqués à

l’Administration des Hydrocarbures.

37.2

A compter de la Date Effective, le Contracteur s’engage à [indiquer l’engagement,

notamment les bourses de formation, accompagnement des entreprises autochtones, PME

et PMI locales…].

Les frais relatifs à cet engagement ne constituent pas des Coûts Pétroliers.

37.3

Le Contracteur est tenu d’assurer la formation de ses employés gabonais dans les domaines

de compétence requis pour leur permettre d’être éligibles aux opportunités de promotion.

A cet effet, il a l’obligation d’informer l’Administration des Hydrocarbures des actions

entreprises pour atteindre cet objectif.

37.4

Le Contracteur est tenu d'informer l’Administration des Hydrocarbures des postes

disponibles et des démarches faites en vue du recrutement de Gabonais. La sélection et

l’embauche des employés relèvent de la responsabilité de l’Opérateur.

ARTICLE 38

EXAMENS, VERIFICATIONS ET CONTROLES

38.1

L’Administration des Hydrocarbures et l’Administration en charge des Impôts disposent

d'un pouvoir de contrôle général sur toutes les Opérations Pétrolières. A cet effet, elles

bénéficient d'un droit d’accéder à toutes les informations se rapportant directement ou

indirectement à la conduite des Opérations Pétrolières.

Pour les nécessités de contrôle et de suivi des Opérations Pétrolières, l’Administration des

Hydrocarbures et l’Administration en charge des Impôts peuvent se faire assister par toute

autre entité administrative gabonaise ou Tiers ayant une expertise avérée.

Les contrôles à caractère comptable, fiscal, économique et financiers initiés par l’une ou

l’autre des Administration ne sont valablement réalisés que conjointement par

l’Administration des Hydrocarbures et l’Administration en charge des impôts. Les

contrôles à caractère purement technique sont de la seule compétence de l’Administration

des Hydrocarbures.

77



38.2

A la suite d'inspections, d’examens, de vérifications et de contrôles des Opérations

Pétrolières, l’Administration des Hydrocarbures peut exiger du Contracteur tout

ajustement, redressement, rectification et modification estimés nécessaires sur les Coûts

Pétroliers et sur les méthodes techniques utilisées dans la conduite des Opérations

Pétrolières.

En cas de contestation par le Contracteur des mesures prescrites par l’Administration des

Hydrocarbures, celle-ci peut être résolue conformément à la procédure prescrite par

l’article 38.4 ci-dessous.

38.3

L’Administration des Hydrocarbures et l’Administration en charge des Impôts

communiquent au Contracteur par écrit les conclusions et résultats des examens, contrôles

et vérifications qu'elle effectue. Le Contracteur est tenu d’apporter les réponses appropriées

dans un délai de trente (30) jours suivant la date de réception desdites notifications. Ce

délai peut être porté à soixante (60) jours par l’Administration, sur demande motivée du

Contracteur.

Passé le délai imparti et sans réponse du Contracteur, l’Administration des Hydrocarbures

adresse une mise en demeure au Contracteur.

Toutefois, dans le cadre d’un audit des Coûts Pétroliers, le silence du Contracteur au-delà

du délai de réponse aux conclusions d’audit qui lui est imparti par l’Administration des

Hydrocarbures, vaut acceptation des résultats et conclusions dudit audit.

Dès réception des explications du Contracteur, l’Administration des Hydrocarbures doit

convoquer dans un délai n’excédant pas quatre-vingt-dix (90) jours, le Contracteur en vue

de l’élaboration et de la signature du procès-verbal de clôture des opérations d’audit.

38.4

En cas de désaccord persistant sur les résultats et conclusions des examens, vérifications et

contrôles notamment des audits de Coûts Pétroliers, les Parties tenteront de résoudre ce

désaccord à l’amiable.

A défaut, elles s’engagent à recourir d’un commun accord, à un Expert Indépendant choisi

d’accord parties.

Si à l’issue du règlement à l’amiable ou à la réception des conclusions de l’Expert

Indépendant, le différend persiste, il est résolu conformément à la procédure d’arbitrage de

l’article 41 ci-dessous.

38.5

S’agissant des examens, vérifications et contrôles des Coûts Pétroliers, ils doivent

intervenir dans un délai de deux (02) ans suivant la fin des phases d'exploration ou, en

période de développement et de production, pour une (01) Année Civile donnée, dans le

même délai de deux (02) ans suivant la fin de ladite Année Civile.

L’Opérateur reçoit de l’Administration communication des conclusions et résultats des

examens, contrôles et vérifications qu'elle effectue.

A défaut d'examens, vérifications et contrôles du compte des Couts Pétroliers dans les

délais fixés ci-dessus, aucun ajustement ne peut être opéré par les Parties.

78



Aux fins d'application des stipulations du présent article, le Contracteur remet à

l’Administration, au plus tard le 30 avril de chaque Année Civile, deux (02) exemplaires

du rapport détaillé de ses activités de l'Année Civile précédente. Ce rapport comprend,

notamment et outre les données de nature technique, un décompte détaillé des Coûts

Pétroliers relatifs à cette Année Civile, présentés conformément à l'Accord Comptable. Les

dossiers du Contracteur ainsi que les registres, pièces comptables et techniques et

documents justificatifs nécessaires s'y rapportant sont tenus à la disposition de

l’Administration au sens des stipulations ci-dessus, et présentés à toute demande ou

réquisition de celle-ci.

38.6

Constituent des Coûts Pétroliers, les dépenses occasionnées par l’Administration des

Hydrocarbures et l’Administration en charge des Impôts lors de leurs missions de suivi,

d’examens, de vérifications et contrôles effectués en vertu du pouvoir de contrôle général

qui leur est conféré par l’Etat, et supportées par le Contracteur.

38.7

Sous réserve des délais de prescription prévus par la réglementation en vigueur et par le

présent Contrat, et nonobstant les stipulations du présent article, l’Administration peut

demander, par écrit, tout renseignement, justification et éclaircissement, ainsi que tout

document, rapport, étude et pièce comptable, financier, juridique et technique qu'elle juge

nécessaires ou utiles à son information sur la conduite et le déroulement des activités du

Contracteur et sur les Coûts Pétroliers, ainsi qu'à l'exercice de son pouvoir d'examiner,

vérifier et contrôler ces activités et les Coûts Pétroliers.



ARTICLE 39

SANCTIONS ET DECHEANCE

39.1

Sans préjudice des sanctions prévues par les lois et règlements en vigueur, la violation

d’une obligation substantielle ou la violation répétée d’une obligation non substantielle du

Contrat par le Contracteur, est susceptible d'entraîner la résiliation de celui-ci, après une

mise en demeure restée sans effet après l’expiration d’un délai raisonnable eu égard à la

nature de l’obligation ainsi qu’aux circonstances.

39.2

Sans préjudice des sanctions prévues par les lois et règlements en vigueur, les violations du

présent Contrat en relation avec les Opérations Pétrolières visées ci-dessous peuvent

entrainer la déchéance des droits accordés au Contracteur au titre d’une AEE ou d’une

AEDP après une mise en demeure restée sans effet un (01) mois après sa notification par

l’Administration. Cette sanction est susceptible de s’appliquer aux cas suivants :

i) silence du Contracteur, au-delà du délai requis ;

ii) non-exécution, dans les délais convenus, des actions correctives agréées par les

Parties à la suite de la mise en demeure ;

iii) refus de communiquer à l’Administration, dans les délais impartis, les informations

prévues au présent Contrat ;



79



iv) défaut de paiement, dans les délais prévus, des bonus et redevances, des fonds de

concours dans les conditions et selon les modalités définies dans le présent

Contrat ;

v) défaut de paiement, dans les délais prévus, du produit de la vente de toute quantité

d'Hydrocarbures revenant à l'Etat au titre de sa part de production, lorsque le

Contracteur en assure la vente ;

vi) défaut de livraison en nature à l'Etat de sa part de production ou de la Redevance

Minière Proportionnelle ;

vii) suspension ou restriction, sans motif légitime, de l'activité d'exploitation du ou des

Gisements découverts dans la Zone Délimitée, étant entendu que les modifications

liées aux facteurs économiques, tels que notamment les variations affectant le

marché international des Hydrocarbures, ne peuvent être invoquées comme

constituant un motif légitime ;

viii) fraude fiscale ;

ix) défaut de constitution d’une dotation de fonds RES par année ;

x) transfert ou cession des intérêts pétroliers et droits sociaux non déclaré ou non

autorisé par l’Administration des Hydrocarbures.

En cas de déchéance des droits accordés au Contracteur par une AEE ou une AEDP, il y a

résiliation de plein droit du Contrat si aucune autre AEDP n’est en vigueur.

La déchéance des droits est prononcée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures et

notifiée au Contracteur dans les quarante-huit (48) heures suivant son prononcé.

39.3

Sans motif légitime approuvé par l’Administration des Hydrocarbures, l’arrêt des travaux

d’exploration, de développement ou de production pendant une durée de trois (03) mois

consécutifs est un motif de résiliation aux torts exclusifs du Contracteur sous réserve

qu’elle soit notifiée par l’Etat. Il en est de même de l’abandon unilatéral non motivé des

travaux dans la Zone d’Exploration ou d’Exploitation.

La décision de l’Administration des Hydrocarbures de résilier le Contrat, en application

des stipulations du présent article, est notifiée par écrit au Contracteur. Celui-ci est déchu

de l’ensemble de ses droits découlant du présent Contrat.

39.4

La résiliation du présent Contrat ne libère ni le Contracteur ni l’Etat de leurs obligations

contractuelles respectives nées avant la prise d’effet de l’acte administratif constatant la

résiliation.

En cas de survenance d’un litige mettant en cause une question visée à l’article 39 pour

lequel une procédure d’arbitrage a été engagée conformément à l’article 41 dans les quatrevingt-dix (90) jours suivant la notification émise par l’Etat au titre du présent article, ni

l’AEE ni l’AEDP ne peut être résiliée ou annulée jusqu’à ce que ce litige soit réglé.

En cas de violation ou de manquement par une des entités du Contracteur au titre des

articles 39.1 ou 39.2 mais indépendamment des autres entités, toute résiliation ou

80



déchéance qui en résulterait s’appliquerait uniquement à l’égard de l’entité responsable de

ladite violation ou dudit manquement.



ARTICLE 40

FORCE MAJEURE

40.1

Tout retard ou défaillance d'une Partie dans l'exécution des obligations découlant du

présent Contrat, n’est pas considérée comme une violation dudit Contrat si le retard ou la

défaillance susvisée résulte d’un cas de Force Majeure.

La durée du retard résultant du cas de Force Majeure, augmentée du temps qui peut être

nécessaire pour la réparation des dommages causés en raison de ou pendant ce retard, est

ajoutée, le cas échéant, aux délais prévus par le Contrat.

En cas de suspension totale ou partielle des obligations d’une Partie, causée par un cas de

Force Majeure, le présent Contrat, ainsi que l’ensemble des Autorisations ou décisions qui

en découlent sont prorogées automatiquement pour une période équivalente à la durée du

cas de Force Majeure, augmentée, le cas échéant, de la durée prévue au paragraphe

précédent, et les Parties s’engagent à prendre toutes les mesures en ce sens.

40.2

En cas de survenance d’un évènement correspondant aux caractéristiques de la Force

Majeure, la Partie victime de cet évènement le notifie à l’autre, dans les plus brefs délais,

et en précise les conséquences et la durée probables.

Dès que possible à compter de la date de réception de cette notification, les Parties se

réunissent pour négocier de bonne foi toute solution de nature à surmonter les

conséquences défavorables de cet évènement. Pendant la durée de la mise en œuvre de

cette procédure, les dispositions du Contrat rendues impossibles à exécuter sont

suspendues de plein droit.

40.3

Si l’exécution d’une ou plusieurs obligations du Contrat est partielle ou tardive en raison

d’un cas de Force Majeure, les Parties continuent d’exécuter les obligations résultant du

Contrat qui peuvent encore l’être. La Partie victime de la Force Majeure met tout en œuvre

pour poursuivre l’exécution de ses obligations contractuelles et pour atténuer de façon

raisonnable les conséquences de la Force Majeure sur l’exécution du Contrat.

La Partie victime de la Force Majeure reprend la poursuite de l’exécution de ses

obligations contractuelles dans un délai raisonnable après la disparition du cas de Force

Majeure. L’autre Partie fera ses meilleurs efforts pour l’assister lors de la reprise et/ou de

la poursuite de l’exécution de ses obligations contractuelles.

40.4

La Force Majeure ne peut être invoquée que pour la ou les obligations dont l'exécution est

devenue momentanément impossible.



81



40.5

En cas de désaccord :

-



sur la qualification d’un évènement potentiellement constitutif de Force Majeure ;

ou

sur les mesures à prendre pour en surmonter les conséquences défavorables ; ou

sur tout élément prévu au titre de l’article 40.



Les Parties s’efforceront de régler à l’amiable leur différend pendant une période qui ne

pourra excéder, sauf meilleur accord entre les Parties, trente (30) jours, à compter de la

réception de la notification du désaccord par l’autre Partie.

A défaut d’accord dans ce délai, les Parties disposent d’un délai de quinze (15) jours pour

soumettre leur différend à un Expert Indépendant choisi d’accord parties. Ce dernier

dispose d’un délai de trente (30) jours pour rendre son rapport.

En cas de persistance du désaccord, les Parties s’engagent à soumettre le litige, dans un

délai de soixante (60) jours, à la procédure d’arbitrage, conformément à l’article 41 cidessous.



ARTICLE 41

PROCEDURE D’ARBITRAGE

41.1

Les différends découlant du présent Contrat ou en relation avec celui-ci doivent être

tranchés par voie d'arbitrage selon le règlement d’Arbitrage de la Chambre de Commerce

Internationale, en abrégée CCI, sous réserve des stipulations particulières ci-dessous.

Le déroulement de l’Arbitrage et la désignation des arbitres se font conformément au

règlement d'arbitrage de l'institution à laquelle les Parties ont confié l'organisation de leur

arbitrage. Les arbitres seront au nombre de trois (03).

La sentence arbitrale a un caractère définitif, elle s'impose aux Parties et est

immédiatement exécutoire.

41.2

A l’exception des frais et honoraires du Tiers arbitre, qui sont supportés par le Contracteur

et inclus dans les Coûts Pétroliers, chaque Partie supporte les frais et honoraires de son

arbitre et, à part égale, les autres frais et honoraires de l’arbitrage. Ces frais et honoraires

ne constituent pas des Coûts Pétroliers.

41.3

L'arbitrage se déroule à Paris (France). La langue utilisée est la langue française, le droit

applicable est le droit gabonais et les clauses du Contrat s'interprètent par référence à ce

droit. Dans le silence du droit gabonais, il est fait application de la lex mercatoria ainsi que

des principes généralement applicables dans l’industrie pétrolière et le règlement des

différends portant sur les investissements internationaux.

41.4



82



L'exécution par les Parties de leurs obligations résultant du présent Contrat n'est pas

suspendue pendant le déroulement de l'arbitrage, sauf dans le cas où cette suspension est

nécessitée par la nature de l’objet du litige.



ARTICLE 42

SOLIDARITE ET GARANTIES DES PARTIES

42.1

Les stipulations du présent Contrat s'imposent aux Parties, à leurs successeurs et à leurs

ayants droit respectifs. Elles constituent le seul accord entre elles. Aucune promesse ou

convention antérieures des Parties, verbales ou écrites, relatives à l'objet du présent

Contrat, ne peut être invoquée pour les modifier ou en donner une interprétation différente.

L'Etat garantit qu'il n'existe pas d'autres accords relatifs aux Opérations Pétrolières sur la

Zone Délimitée ayant pour objet ou pour effet d'accorder à des Tiers des droits venant en

conflit avec ceux accordés au Contracteur au titre du présent Contrat.

42.2

Les Opérations Pétrolières peuvent être effectuées, au choix de chaque société constituant

le Contracteur, par l'intermédiaire d'une Filiale ou d'une succursale immatriculée au Gabon

et créée à cet effet.

Cependant, à partir de l’octroi d’une AEDP, en période de développement et de production

le Contracteur est tenu de se constituer en Filiale de droit gabonais.

La Société Mère demeure, cependant, garante de la bonne exécution des obligations

découlant du présent Contrat et supporte la responsabilité de l’activité de sa Filiale ou

succursale installée au Gabon. Cet engagement fait l’objet de l’Annexe 3, partie intégrante,

du présent Contrat.

ARTICLE 43

RENONCIATION AUX DROITS

43.1

A tout moment, le Contracteur peut renoncer à tout ou partie de ses droits résultant du

présent Contrat. Cependant il n’est pas exonéré de ses obligations non encore remplies.

43.2

Le Contracteur doit notifier par écrit à l’Administration des Hydrocarbures sa décision de

renoncer à ses droits. Cette notification est accompagnée du rapport détaillé et des

dépenses effectuées correspondant aux travaux réalisés et doit indiquer les motifs de cette

renonciation.

Dans les trente (30) jours suivant la réception de la notification de renonciation, la Zone

Délimitée est réputée libre. Toutefois, le décret de renonciation n’est délivré au

Contracteur qu’après acquittement de la totalité de ses engagements contractuels.



83



43.3

Les variations du marché des Hydrocarbures ne peuvent être invoquées pour justifier une

suspension, une restriction ou un arrêt définitif de l'activité d'exploitation du ou des

Gisements découverts dans la Zone Délimitée.



ARTICLE 44

DUREE ET EXPIRATION DU CONTRAT

44.1

Le présent Contrat prend effet à compter de la Date Effective.

Sauf en cas de résiliation, le présent Contrat demeure en vigueur tant que l’AEE et/ou au

moins une AEDP est en cours de validité, ou bien au moins une demande d’AEDP est

soumise à l’Administration des Hydrocarbures.

Le retrait ou la déchéance de l’AEE en vertu de l’article 39 emporte la résiliation de plein

droit du présent Contrat si aucune AEDP n’est en place.

L’expiration de la dernière AEDP valide ou le retrait de celle-ci par le Ministre chargé des

Hydrocarbures emporte extinction de plein droit du Contrat.

44.2

Si, à la fin de la période d’exploration, le Contracteur n'a pas fait de découverte de

Gisement d'Hydrocarbures commercialement exploitable, le Contrat prend fin. En cas de

découverte, le Contrat se poursuit conformément aux stipulations des articles 12 et

suivants.

Si, au cours d’une phase d'exploitation, l’exploitation commerciale du Gisement

d’Hydrocarbures n’est plus possible, le présent Contrat prend fin si aucun autre Gisement

n’est en production au titre du présent Contrat. La fin du Contrat clôture le compte des

Coûts Pétroliers, et sous réserve de l’article 32.10, elle met un terme à l’obligation de

remboursement de ces coûts par l’Etat.

Hormis les obligations tenant à la récupération des Coûts Pétroliers, ni le Contracteur ni

l’Etat ne sera dégagé de ses obligations contractuelles nées avant l'expiration du Contrat et

qui ne seraient pas encore honorées, en totalité ou en partie, à la date de ladite expiration.

Toutefois, le Contracteur continue de bénéficier des droits et avantages prévus au présent

Contrat pour les besoins de l’exécution de ces Travaux RES.



ARTICLE 45

DROIT APPLICABLE, INTERPRETATION ET LANGUE DU CONTRAT

45.1

Le présent Contrat est interprété selon les lois et règlements en vigueur en République

Gabonaise.

Le Français est la langue du présent Contrat. Tous les échanges, demandes d’information

et notifications doivent être rédigés en français.

84



45.2

Le présent Contrat et ses Annexes constituent un tout indivisible.

En cas de contradiction entre les termes du Contrat et ceux de l’une des Annexes, les

termes du Contrat prévalent et la ou les Annexes concernées doivent être modifiées en

conséquence.

45.3

Si une stipulation au présent Contrat n’en constituant pas une obligation essentielle est

jugée nulle en vertu du droit applicable, les autres stipulations resteront en vigueur et les

Parties conviendront, dans la mesure où ceci est possible, au regard du droit applicable,

d’une nouvelle stipulation ayant le même effet afin de conserver l’équilibre économique

précédent du Contrat.



ARTICLE 46

STABILITE ET ADAPTABILITÉ DU CONTRAT

46.1

Les termes et conditions du présent Contrat ne peuvent être modifiés que par écrit et d’un

commun accord, dans le cadre d’un avenant au présent Contrat dûment signé par les

Parties.

L’Etat et le Contracteur ont conclu le présent Contrat sur la base d’un cadre juridique et

fiscal en vigueur à la date de sa signature et des termes économiques convenus dans le

Contrat.

46.2

En vue de la réalisation de l’objet du présent Contrat et pendant toute sa durée, l’Etat

garantit au Contracteur la stabilité des conditions juridiques, économiques et fiscales telles

que ces conditions résultent du présent Contrat et de la réglementation en vigueur à la date

de sa signature.

Les droits et obligations des Parties relatifs au présent Contrat ne seront pas modifiés de

manière défavorable par l’une des Parties de façon à ne pas affecter l’économie générale

du présent Contrat.

46.3

Si, après la date de signature du présent Contrat, un changement législatif ou règlementaire

intervient et qui aurait pour objet ou pour effet, de modifier l’économie générale du présent

Contrat, sur demande du Contracteur, les conditions et modalités d’exécution de celui-ci

devront être modifiées de manière à garantir sa stabilité.

A cet effet, le Contracteur peut adresser au Ministre chargé des Hydrocarbures, par

correspondance avec accusé de réception, une communication écrite aux termes de laquelle

d’une part, il informe l’Etat de la modification législative ou règlementaire introduite et de

ses effets sur l’économie générale du Contrat, et d’autre part, demande à l’Etat les mesures

prévues pour assurer l’économie générale du présent Contrat.

46.4

Dans le cas prévu à l’article 46.3 ci-dessus et si le Contracteur a saisi l’Etat, celui-ci

dispose d’un délai de trois (03) mois calendaires maximum à compter de la réception de la

85



requête du Contracteur pour l’informer des mesures retenues pour assurer l’économie

générale du présent Contrat.

Passé le délai sus indiqué, à la demande du Contracteur, les Parties doivent obligatoirement

se réunir, dans un délai n’excédant pas quinze (15) jours, afin de trouver les voies et

moyens nécessaires pour le maintien de l’économie générale du présent Contrat. Si aucun

accord n’est trouvé au-delà de quatre-vingt-dix (90) jours, la Partie la plus diligente peut

soumettre l’affaire à un Expert Indépendant en vue d’une médiation. L’Expert Indépendant

sera nommé d’un commun accord. A défaut d’accord des Parties, la Partie la plus diligente

peut soumettre le différend à l’arbitrage, conformément à la procédure prévue à l’article

41.

46.5

Les stipulations de stabilité du présent article n’empêchent pas l’État d’apporter des

modifications à sa législation en application de ses engagements internationaux notamment

en matière de respect des règles relatives à la préservation de l’environnement, à l’hygiène,

à la sécurité et à la sûreté ainsi que des principes volontaires sur la sécurité et les Droits de

l’Homme ou ceux destinés à la mise en œuvre de la stratégie nationale du Contenu Local,

dès lors que ces modifications ne viennent pas modifier l’économie générale du présent

Contrat.

46.6

Sous réserve de l’article 46.1, les stipulations de stabilité du présent article n’empêchent

pas l’une des Parties de proposer l’ouverture de négociations en vue d’une modification de

tout ou partie des stipulations du présent Contrat, notamment les éléments économiques et

financiers indiqués à l’article 14.7 sans que l’autre Partie puisse s’opposer à la négociation.

46.7

Toutes mesures de nationalisation, réquisition totale ou partielle, directe ou indirecte, de

l’Opérateur, toute confiscation des droits que le Contracteur tient au titre du présent

Contrat, donnent lieu à indemnisation juste et équitable, conformément aux règles et

principes internationalement reconnus.



ARTICLE 47

NOTIFICATIONS

47.1

Les notifications et autres communications prévues par le présent Contrat sont considérées

comme faites par une Partie lorsqu'elles ont été remises en mains propres avec accusé de

réception par un représentant qualifié de l'autre Partie, envoyées par courriers électroniques

ou autres moyens de télécommunication écrits, envoyées par lettres recommandées.

Les frais de tous ces moyens de communication sont à la charge de la partie émettrice. Ces

moyens de communication doivent être assortis obligatoirement d’accuser de réception.

Les notifications et autres communications seront considérées comme faites à la date où le

destinataire les reçoit, aux adresses suivantes :

Pour l'Etat Gabonais :

Ministère du Pétrole, du Gaz et des Mines

86



Boite Postale : 874 ou 576

Libreville, GABON

Fax : (241) 01 72 49 90

A l'attention de Monsieur le Ministre du Pétrole, du Gaz et des Mines

Avec copie à :

Direction Générale des Hydrocarbures

B.P 2199

Libreville, GABON

Fax : (241) 01 74 80 78

A l'attention de Monsieur le Directeur Général des Hydrocarbures.

Pour les informations techniques et les modalités pratiques d'exécution du contrat, les

notifications doivent être adressées à :

Direction Générale des Hydrocarbures

B.P. 2199

Libreville, GABON

Fax : (241) 01 74 80 78

A l'attention de Monsieur le Directeur Général des Hydrocarbures.

Pour les informations comptables, fiscales et financières, les notifications doivent être

adressées conjointement à :

Direction Générale des Hydrocarbures

B.P. 2199

Libreville, GABON

Fax : (241) 01 74 80 78

A l'attention de Monsieur le Directeur Général des Hydrocarbures.

Direction Générale des Impôts

B.P. 37/45

Libreville, GABON

Fax : (241) 01.79.57.24

A l'attention de Monsieur le Directeur Général des Impôts.

Pour le Contracteur :

[Indiquer tous les renseignements concernant le Contracteur]

A l’attention de Monsieur [indiquer la fonction].

Avec copie adressée à :

[Indiquer les informations de la société]

Attn: [indiquer la fonction].

87



ARTICLE 48

DROITS DE L’HOMME

48.1

Le respect des Droits de l'Homme est un comportement qui doit être observé lors de

l’exécution de toutes les Opérations Pétrolières.

Conformément au programme des Nations Unies « Protéger, Respecter et Remédier » et

son exécution par les Principes Directeurs sur les Activités et les Droits de l'Homme, le

Contracteur et l’Etat s’engagent à :

i)



éviter de provoquer ou de contribuer à toute violation des Droits de l'Homme sur

l’ensemble des lieux d’exécution du présent Contrat ;



ii) empêcher par tout moyen que les Opérations Pétrolières impactent négativement

sur les Droits de l'Homme. A ce titre, les Parties sont tenues de prendre toutes les

mesures adéquates susceptibles de prévenir, de réduire ou juguler les

conséquences éventuelles des Opérations Pétrolières à risques ;

iii) observer et respecter les us et coutumes ainsi que les pratiques des communautés

autochtones riveraines des sites des Opérations Pétrolières ;

iv) se comporter avec humilité et dignité en contribuant à l’épanouissement moral et

matériel des populations autochtones concernées, conformément aux principes

universels des Droits de l’Homme et aux instruments des Nations Unies élaborés

pour la protection des droits des peuples autochtones et autres minorités.

48.2

L'Opérateur fera ses meilleurs efforts pour exiger de ses entrepreneurs, conseillers et

agents engagés dans les Opérations Pétrolières le respect des Droits de l'Homme de

manière compatible avec les conditions de cet article.

48.3

Toute violation du présent article expose le contrevenant aux sanctions prévues par les lois

et règlements en vigueur au Gabon.



88



ARTICLE 49

ENTREE EN VIGUEUR

Le Contrat est approuvé par décret du Président de la République.

La date de publication du décret susvisé constitue la date d’entrée en vigueur du présent

Contrat.

En foi de quoi les Parties ont signé le Contrat en dix (10) exemplaires originaux.



Fait à Libreville, le



Pour l’Etat Gabonais,



Pour le Contracteur



Le Ministre du Pétrole,

du Gaz et des Mines



[indiquer la fonction]



[indiquer le signataire]

[indiquer le signataire],

Le Ministre de l’Economie et de la Relance



[indiquer le signataire]



89



ANNEXE 1



ZONE DELIMITEE



COORDONNEES DES LIMITES DE LA ZONE DELIMITEE



Système de projection : UTM 32 Sud

Datum : M'PORALOKO

Ellipsoïde : Clark 1880



Superficie : XXX Km²



ANNEXE 2

ACCORD COMPTABLE



ANNEXE 2

ACCORD COMPTABLE

CHAPITRE I. – REGLES GENERALES ET PRINCIPES

I-1 – Dispositions Générales

L’Accord Comptable constitue une Annexe au présent Contrat dont elle fait partie

intégrante. Il rappelle les principales règles comptables et fixe les règles et principes

spécifiques applicables à la comptabilité des Coûts Pétroliers, ainsi que les méthodes,

règles et procédures comptables auxquelles le Contracteur est tenu de se conformer.

Les rapports, états, déclarations, documents, informations et renseignements techniques,

comptables, financiers ou juridiques, doivent obligatoirement être fournis à

l’Administration en charge des Hydrocarbures.

Les termes utilisés dans l’Accord Comptable ont la même signification que ceux qui leur

sont donnés dans le présent Contrat, à moins que le contexte ne confère clairement à ces

termes une signification différente.

En cas de contradiction ou de divergence entre l’Accord Comptable et les stipulations du

Contrat d’Exploration et de Partage de Production, auquel il est annexé, ces dernières

prévalent.

I-2 – Structure et Monnaie de Comptes

Le Contracteur tient sa comptabilité en langue française et en dollars des États-Unis

d'Amérique.

Les Opérations Pétrolières réalisées en monnaie autre que le dollar des États-Unis

d'Amérique peuvent être enregistrées sur la base de taux de change standards établis par

l'entreprise de telle sorte qu'ils se rapprochent le plus possible des taux de change

prévalant au cours de la période d'enregistrement.

Les écarts constatés entre l'enregistrement initial au taux de change standard et le montant

résultant de l'application du taux de change effectif en vigueur au moment du paiement

ou de l'encaissement calculé conformément aux stipulations du présent Contrat sont

enregistrés dans les mêmes comptes que ceux utilisés pour l'enregistrement initial de

manière à faire ressortir, pour chacun desdits comptes, les moins-values subies et les

plus-values réalisées du fait des fluctuations des taux de change par rapport au dollar des

États-Unis d'Amérique.

CHAPITRE II – LA COMPTABILITE GENERALE

II-1 – Principes

La comptabilité générale enregistre les activités du Contracteur, exercées dans le cadre du

présent Contrat. Elle doit être conforme aux règles, principes et méthodes du Plan

Comptable Général des Entreprises en vigueur (Plan Comptable OHADA).



1



Toutefois, le Contracteur a la faculté d'appliquer les règles du plan comptable

professionnel de l'industrie des hydrocarbures ainsi que les techniques comptables qui

leur sont habituelles, dans la mesure où ni les unes, ni les autres, ne sont contraires à la

réglementation et au Plan Comptable Général susvisés.

II-2 – Bilan

La comptabilité générale doit refléter fidèlement la situation patrimoniale du Contracteur,

aussi bien active que passive, et permettre l'établissement d'un bilan annuel suffisamment

détaillé pour que les Administrations compétentes puissent suivre l'évolution de chaque

élément de l'actif et du passif et apprécier la situation financière du Contracteur, ainsi que

ses droits et obligations envers l'Etat, les Tiers et la Société Mère et ses Sociétés

Affiliées.

Le bilan doit faire ressortir, le résultat de chaque catégorie d'opérations. Celui-ci est

constitué par la différence entre les valeurs de l'actif net qui y est affecté à la clôture et à

l'ouverture de l'Année Civile, diminuée des suppléments d'apports correspondant à des

biens ou espèces nouvellement affectés auxdites opérations, et augmentée des

prélèvements correspondant aux retraits, par le Contracteur, de biens ou d'espèces qui y

étaient précédemment affectés.

L'actif net s'entend de l'excédent des valeurs d'actif sur le total formé, au passif, par les

créances des Tiers et de la Société Mère et ses Sociétés Affiliées, les amortissements et

provisions autorisés et justifiés.

Les biens appartenant à l'Etat, dont les fonds RES, en application des stipulations du

présent Contrat, sont enregistrés dans des comptes appropriés permettant de faire ressortir

clairement leur statut juridique et leur valeur d'acquisition, de construction ou de

fabrication.

Le Contracteur tiendra des comptabilités séparées et autonomes permettant de distinguer

les Opérations Pétrolières régies par le présent Contrat des autres activités éventuellement

exercées au Gabon.

Le Contracteur est tenu de conserver tous les originaux de l’ensemble des pièces

justificatives relatives aux Opérations Pétrolières au Gabon. Ces documents doivent être

présentés à toute réquisition de l’Administration. Cette obligation de conservation

subsiste pour une période de dix (10) ans à compter de leur date d’émission.

Tous les rapports, états, documents que le Contracteur est tenu de fournir à

l’Administration en charge des Hydrocarbures, soit en vertu de la réglementation en

vigueur, ou en application du présent Contrat, doivent comporter tous les renseignements,

informations et indications que ses services compétents désirent obtenir. Lesdits rapports,

états, documents, doivent être conformes aux modèles établis, le cas échéant, par

l’Administration en charge des Hydrocarbures.

Chaque entreprise constituant le Contracteur est responsable de la tenue de ses propres

registres comptables et doit respecter ses obligations légales et fiscales en la matière.

II-3 – Les comptes de charges

II-3-1- Peuvent être portés au débit des Comptes de Charges et Pertes par nature toutes

les charges, pertes et frais, qu'ils soient effectivement payés ou simplement dus,

2



relatifs à l'Année Civile concernée, à condition qu'ils soient justifiés et nécessités

par les besoins des Opérations Pétrolières et qu'ils incombent effectivement au

Contracteur, à l'exclusion de ceux dont la déduction n'est pas autorisée par la

réglementation en vigueur ou les stipulations du présent Contrat, et de ceux

correspondant à des dépenses somptuaires.

II-3-2-



Les immobilisations acquises ou réalisées seront amorties conformément au Plan

Comptable OHADA.

Les provisions pour dépréciation, s'il y a lieu, doivent être calculées sur la valeur

d'origine des éléments de l'actif auxquels elles se rapportent et figurer

distinctement au bilan.

Elles doivent être dûment justifiées et figurer sur un tableau détaillé qui permette

d'en contrôler la régularité.

En ce qui concerne plus particulièrement les créances, les provisions ne pourront

être constituées que pour celles d'entre elles dont le Contracteur établit le

caractère irrécouvrable ou douteux, à l'exclusion des provisions destinées à

couvrir le risque général de non recouvrement des créances.

Ces provisions concernent les créances dont le Contracteur n'a pas pu obtenir le

paiement malgré des tentatives sérieuses auprès des débiteurs concernés, et dont

le recouvrement est considéré comme gravement compromis.



II-3-3- Les provisions pour charges, si elles sont justifiées, peuvent être constituées en

vue de faire face à des pertes ou charges déductibles, nettement précisées quant à

leur nature et à leur objet, et que des événements en cours rendent probables, à

condition qu'elles aient été effectivement constatées dans les écritures de

l'exercice au cours duquel elles ont été constituées, et qu'elles figurent sur un

relevé détaillé des provisions joint à la déclaration fiscale.

Les provisions constituées en vue de couvrir des risques ou des pertes

éventuelles ne sont pas admises en déduction.

Les provisions devenues sans objet sont enregistrées au crédit des comptes

appropriés de Produits et Profits par nature.

Les provisions qui, en tout ou en partie, reçoivent un emploi non conforme à leur

destination, au cours d'un exercice ultérieur, sont rapportées au crédit des

comptes appropriés de Produits et Profits par nature dudit exercice.

II-3-4- Les charges à payer et les produits à recevoir, c'est-à-dire les dettes et les

créances certaines mais non encore facturées, payées ou encaissées, sont

également pris en compte ; ils sont calculés sur la base d'éléments d'estimation

disponibles.

Le Contracteur doit faire diligence pour que toute inscription de cette nature soit

régularisée dans les plus brefs délais par la comptabilisation de la charge ou du

produit réels correspondant.



3



II-4 – Les comptes de produits et profits

Doivent être portés au crédit des Comptes de Produits et Profits par nature, les produits

de toute nature, qu'ils soient effectivement encaissés ou simplement acquis par le

Contracteur.

CHAPITRE III – LA COMPTABILITE DES COUTS PETROLIERS

III – 1 – Règles générales et Principes - Classification et Regroupements

III-1-l

Parallèlement à la comptabilité prévue par la réglementation en vigueur, et suivant

les règles et principes visés ci-dessus, le Contracteur tient, en permanence, une

comptabilité spécialement réservée et organisée pour l'enregistrement des Coûts

Pétroliers. Elle doit faire ressortir le détail des dépenses effectivement payées par

lui et donnant droit à récupération en application des stipulations du présent

Contrat et de l’Accord Comptable, les Coûts Pétroliers récupérés, au fur et à

mesure de l'affectation de la production destinée à cet effet, ou de l'encaissement,

en cas de récupération en espèces, ainsi que les sommes venant en déduction des

Coûts Pétroliers.

III-1-2

La comptabilité des Coûts Pétroliers doit permettre notamment de faire ressortir :

 le montant total des Coûts Pétroliers payés par le Contracteur depuis la

Date Effective ;

 les sommes venant en diminution des Coûts Pétroliers et la nature des

opérations auxquelles elles se rapportent ;

 le montant des Coûts Pétroliers restant à récupérer.

III-1-3

La comptabilité des Coûts Pétroliers enregistre, au débit, toutes les dépenses

effectivement payées se rapportant directement, en application du présent Contrat

et des dispositions de l’Accord Comptable, aux Opérations Pétrolières, et

considérées comme imputables au compte des Coûts Pétroliers.

Ces dépenses effectivement payées doivent, à la fois :

 incomber réellement au Contracteur ;

 être nécessaires à la bonne réalisation des Opérations Pétrolières ;

 être justifiées et appuyées de pièces et documents justificatifs permettant

un contrôle efficace par l’Administration en charge des Hydrocarbures.

III-1-4

La comptabilité des Coûts Pétroliers enregistre, au crédit, le montant des recettes

et produits de toute nature qui viennent en déduction des Coûts Pétroliers.



4



III-1-5

Les Coûts Pétroliers seront récupérés suivant le principe « Last-in, First-out » : les

Coûts Pétroliers afférents aux opérations de développement sont réputés récupérés

ou récupérables en premier.

III-1-6

La comptabilité des Coûts Pétroliers doit être sincère et exacte. Elle est organisée

en sous comptes permettant de faire ressortir les différentes catégories de

dépenses afférentes aux Opérations Pétrolières à savoir, notamment :

 exploration ;

 appréciation ;

 développement ;

 production de Pétrole Brut ;

 production de Gaz Naturel ;

 évacuation des Hydrocarbures et de stockage ;

 activités connexes, annexes ou accessoires, en distinguant chacune

d'elles.

III-1-7

Pour chacune des activités ci-dessus, la comptabilité des Coûts Pétroliers doit

permettre de faire ressortir notamment les dépenses :

a) relatives aux immobilisations corporelles, notamment celles se rapportant à

l'acquisition, la création, la construction ou la réalisation :

























de terrains ;

de bâtiments (ateliers, bureaux, magasins, logements, laboratoires, etc.) ;

d'installations de chargement de stockage ;

de voies d'accès et ouvrages d'infrastructure générale ;

de moyens de transport des Hydrocarbures (canalisations d'évacuation,

bateaux-citernes, etc.) ;

d'équipements généraux ;

d'équipements et installations spécifiques ;

de véhicules de transport et engins de génie civil ;

de matériel et outillage (dont la durée normale d’utilisation est supérieure à

une année) ;

de forages productifs ;

d'autres immobilisations corporelles.



b) relatives aux immobilisations incorporelles, notamment celles se rapportant :

 aux travaux de terrain de géologie et de géophysique, de laboratoire,

études, retraitement, etc. ;

 aux forages d'exploration ;

 aux autres immobilisations incorporelles.

5



c) relatives aux matériels et matières consommables ;

d) opérationnelles de fonctionnement, à l'exception des frais généraux visés ci-après,

et liées directement à l'étude, la conduite et l'exécution des Opérations

Pétrolières ;

e) non opérationnelles ou frais généraux. Il s'agit de dépenses supportées par le

Contracteur, liées aux Opérations Pétrolières et se rapportant à la direction et à la

gestion administrative desdites opérations.

III-1-8

Par ailleurs, la comptabilité des Coûts Pétroliers doit faire ressortir, pour

chacune des catégories de dépenses énumérées, les paiements effectués au

profit :

 de l'Opérateur, pour les biens et services qu'il a fournis lui-même ;

 des entreprises constituant le Contracteur, pour les biens et services

qu'elles ont fournis elles-mêmes ;

 La Société Mère et ses Sociétés Affiliées ;

 des Tiers.

III-2 – Analyse des dépenses et Méthodes d'imputation :

III-2-1

Les principes d'imputation et les méthodes analytiques habituels du Contracteur

en matière de répartition et de reversement doivent être appliqués de façon

homogène, équitable et non discriminatoire à l'ensemble de ses activités. Ils sont

communiqués à l’Administration en charge des Hydrocarbures sur demande de

celle-ci.

Le Contracteur doit informer l’Administration en charge des Hydrocarbures de

toute modification qu'il pourrait apporter à ses principes et méthodes.

III-2-2

Les actifs corporels construits, fabriqués, créés ou réalisés par le Contracteur

dans le cadre des Opérations Pétrolières et effectivement affectés à ces

opérations, ainsi que leur entretien courant, sont comptabilisés au prix de revient

de construction, de fabrication, de création ou de réalisation.

III-2-3

Les équipements, matériels et matières consommables nécessités par les

Opérations Pétrolières et autres que ceux visés ci-dessus, sont :

a) soit acquis pour utilisation immédiate, sous réserve des délais

d'acheminement et, si nécessaire, d'entreposage temporaire par le Contracteur

(sans, toutefois, qu'ils aient été assimilés à ses propres stocks). Ces

équipements, matériels et matières consommables acquis par le Contracteur

sont valorisés, pour imputation aux Coûts Pétroliers, à leur prix rendus à pied

d'œuvre (Prix Rendu Gabon).

Le Prix Rendu Gabon comprend les éléments suivants, imputés selon les

méthodes analytiques du Contracteur :

6









le prix d'achat après ristournes et rabais ;

les frais de transport, d'assurance, de transit, de manutention et de douane

(et autres impôts et taxes éventuels) depuis le magasin du vendeur jusqu'à

celui du Contracteur ou jusqu'au lieu d'utilisation, selon le cas.



b) soit fournis par le Contracteur à partir des stocks constitués :





Les équipements et matériels neufs, ainsi que les matières consommables,

fournis par le Contracteur sont valorisés, pour imputation, au dernier prix

de revient moyen pondéré, calculé conformément aux dispositions de

l’Accord Comptable ;

 Les matériels et équipements amortissables déjà utilisés fournis par le

Contracteur à partir des stocks constitués ou de ceux de ses autres

activités, y compris celles de la Société Mère et ses Sociétés Affiliées, sont

valorisés, pour imputation aux Coûts Pétroliers, d'après le barème ciaprès ;

 Matériel neuf (Etat "A") : Matériel neuf qui n'a jamais été utilisé : cent

pour cent (100%) du coût net ;

 Matériel en bon état (Etat "B") : Matériel d'occasion en bon état et encore

utilisable dans sa destination initiale sans réparation : soixante-quinze pour

cent (75%) du coût net du matériel neuf tel que défini ci-dessus ;

 Autre matériel usagé (Etat "C") : Matériel encore utilisable dans sa

destination initiale, mais seulement après réparation et remise en état :

cinquante pour cent (50%) du coût net du matériel neuf tel que défini cidessus ;

 Matériel en mauvais état (Etat "D") : Matériel non utilisable dans sa

destination initiale, mais qui est utilisable pour d'autres services : vingtcinq pour cent (25%) du coût net du matériel neuf tel que défini ci-dessus ;

 Ferrailles et rebus (Etat "E") : Matériels hors d'usage et irréparable : prix

courant des rébus.

Les Stocks de matériels, les consommables et pièces de rechange sont imputés

dans les comptes de coûts pétroliers à la consommation.

III-2-3-1

L'Opérateur ne garantit pas la qualité du matériel neuf visé ci-dessus au-delà de

ce que fait le fabriquant ou le revendeur du matériel concerné. En cas de matériel

neuf défectueux, le Contracteur fait diligence pour obtenir remboursement ou

compensation de la part du fabriquant ou du revendeur ; cependant le crédit

correspondant n'est passé en écriture qu'à la réception du remboursement ou de

la compensation.

III-2-3-2

En cas de défectuosité du matériel usagé visé ci-dessus, le Contracteur crédite le

compte des Coûts Pétroliers des sommes qu'il aura effectivement encaissées en

compensation.

III-2-3-3

Utilisation des matériels, équipements et installations appartenant en propre au

Contracteur.

Le coût de location des matériels, équipements et installations appartenant en

propre au Contracteur et utilisés à titre temporaire pour les besoins des

7



Opérations Pétrolières, est imputé au compte des Coûts Pétroliers pour un

montant couvrant :

a) l'entretien et les réparations ;

b) une quote-part, proportionnelle au temps d'utilisation pour les

Opérations Pétrolières, des amortissements calculés par application au

prix de revient historique (coût initial non réévalué) d'un taux au plus

égal à celui prévu par la réglementation fiscale en vigueur ;

c) les dépenses de transport et de fonctionnement et toutes autres

dépenses non déjà imputées par ailleurs.

Le prix facturé exclut toute charge inhérente aux surcoûts dus, notamment, à une

immobilisation ou à une inutilisation anormale ou conjoncturelle desdits

équipements et installations dans le cadre des activités du Contracteur autres que

les Opérations Pétrolières.

En tout état de cause, les coûts imputés au compte des Coûts Pétroliers pour

l'utilisation de ces équipements et installations ne doivent pas excéder ceux qui

seraient normalement pratiqués au Gabon par des entreprises tierces, ni se

traduire par une imputation en cascade de frais et de marges.

III-2-3-4

Les actifs corporels, ainsi que les équipements, matériels et matières

consommables acquis par le Contracteur auprès de Tiers, pour les besoins des

Opérations Pétrolières, deviennent de plein droit des biens de l'Etat au moment

de l'acquisition dès que leur propriété est automatiquement transférée au

Contracteur. Les équipements, matériels et matières consommables fournis par

le Contracteur le deviennent lorsqu'ils sont livrés in situ ou dans les magasins

servant aux Opérations Pétrolières et affectés à celles-ci.

III-3 – Dépenses Opérationnelles de Fonctionnement

III-3-1

Les dépenses de cette nature sont imputées au compte des Coûts Pétroliers au

prix de revient pour le Contracteur des prestations ou charges qu'elles

concernent, tel que ce prix ressort des comptes de celui-ci et tel qu'il est

déterminé en application des dispositions de l’Accord Comptable. Ces dépenses

comprennent, notamment, les impôts, droits et taxes établis et payés au Gabon

en vertu de la réglementation en vigueur et des stipulations du présent Contrat et

directement liés aux Opérations Pétrolières.

III-3-2

Ne sont pas imputables au compte des Coûts Pétroliers, la redevance minière

proportionnelle, la redevance superficiaire, les dépenses liées à l’origine des

capitaux propres investis, les versements effectués au titre de la partie variable

du Fonds de concours pour le Soutien aux Hydrocarbures et des bonus prévus

dans le présent Contrat, les impôts versés à l'étranger à l'occasion du

fonctionnement d’un établissement stable à l'étranger du Contracteur, ainsi que

les impôts, droits, taxes et redevances dont la réglementation fiscale n'autorise

pas l'imputation aux charges déductibles du bénéfice imposable ou dont la

8



récupération est exclue par une disposition du présent Contrat ou de l’Accord

Comptable.

Sont imputables au compte des Coûts Pétroliers, les impôts versés à l'étranger à

l'occasion du fonctionnement d’un établissement stable à l'étranger du

Contracteur lorsque l'activité de cet établissement stable est exercée

exclusivement au profit des Opérations Pétrolières du Contracteur au Gabon.

III-3-3 – Les dépenses de personnel et d'environnement du personnel

III-3-3-1 – Principes

Les dépenses de personnel et d’environnement du personnel du Contracteur

constituent des charges déductibles dans la mesure où elles correspondent à un

travail et à des services effectifs et où elles ne sont pas excessives eu égard à

l'importance des responsabilités exercées, au travail effectué et aux pratiques

habituelles. Ces dépenses couvrent tous les paiements effectués à l'occasion de

l'utilisation et de l'environnement du personnel travaillant au Gabon et engagé

pour la conduite et l'exécution des Opérations Pétrolières ou pour leur

supervision. Ce personnel comprend les personnes recrutées par le Contracteur

et celles mises à la disposition de celui-ci par la Sociétés Mère et les Sociétés

Affiliées, l’Etat et les Tiers.

III-3-3-2 – Eléments

Les dépenses de personnel et d'environnement comprennent, d'une part, toutes

les sommes payées ou remboursées au titre du personnel visé ci-dessus, en vertu

des textes légaux et réglementaires, des conventions collectives, des contrats de

travail et du règlement propre au Contracteur et, d'autre part, les dépenses payées

pour l'environnement de ce personnel :

a) salaires et appointements d'activité ou de congé, heures supplémentaires,

primes et autres indemnités ;

b) charges patronales y afférentes résultant des textes légaux et réglementaires,

des conventions collectives et des conditions d’emploi ;

c) dépenses payées pour l'environnement du personnel ; celles-ci représentent,

notamment :

 les dépenses d'assistance médicale et hospitalière, d'assurance sociale et

toutes autres dépenses sociales particulières au Contracteur ;

 les dépenses de transport des employés, de leur famille et de leurs effets

personnels, lorsque la prise en charge de ces dépenses par l'employeur est

prévue par le contrat de travail ;

 les dépenses de logement du personnel, y compris les prestations y

afférentes, lorsque leur prise en charge par l'employeur est prévue par le

contrat de travail (eau, gaz, électricité, téléphone) ;

 les indemnités payées à l'occasion de l'installation et du départ des

salariés ;

 les dépenses afférentes au personnel administratif rendant les services

suivants : gestion et recrutement du personnel local, gestion du personnel

expatrié, formation professionnelle, entretien et fonctionnement des

9



bureaux et logement, lorsque ces dépenses ne sont pas incluses dans les

frais généraux ou sous d'autres rubriques ;

 les frais de location des bureaux ou leur coût d'occupation, les frais des

services administratifs collectifs (secrétariat, mobilier, fournitures de

bureau, téléphone, etc.).

III-3-3-3 – Conditions d'imputation

Les dépenses de personnel correspondent :

 soit à des dépenses directes imputées au compte des Coûts Pétroliers

correspondant ;

 soit à des dépenses indirectes ou communes imputées au compte des Coûts

Pétroliers à partir des données de la comptabilité analytique et déterminées

au prorata du temps consacré aux Opérations Pétrolières ou selon toute autre

clé de répartition convenue d’accord parties

III-3-4 Les dépenses payées à raison des prestations de services fournies par les

Tiers, les entreprises constituant le Contracteur et les Sociétés Affiliées

Les dépenses payées à raison des prestations de services fournies par les Tiers,

les entreprises constituant le Contracteur et la Société Mère et ses Sociétés

Affiliées comprennent notamment :

i) Les services rendus par les Tiers, y compris par les Parties, sont imputés

à leur prix de revient comptable pour le Contracteur, c'est-à-dire au prix

facturé par les fournisseurs, y compris tous droits, taxes et charges

annexes éventuels.

ii) Les prix de revient sont diminués de tous rabais, remises, ristournes et

escomptes obtenus par le Contracteur, soit directement, soit

indirectement.

III-3-4-1

L'assistance technique fournie au Contracteur par la Société Mère et les Sociétés

Affiliées consiste à des prestations et services rendus au profit des Opérations

Pétrolières par les départements et services de la Société Mère ou des Sociétés

Affiliées qui s'occupent notamment des activités suivantes :



























Géologie ;

Géophysique ;

Ingénierie ;

Forage et production ;

Gisements et étude des réservoirs ;

Etudes économiques, Financières

Contrats techniques ;

Laboratoires ;

Achats et transit ;

Dessin ;

Informatique

Certaines activités administratives et juridiques qui se rapportent à des

études ou travaux bien définis ou occasionnels et qui ne font partie ni

de l'activité courante et régulière, ni de l'activité juridique.

10



L'assistance technique doit faire l'objet de contrats de services conclus entre le

Contracteur et la Société Mère ou ses Sociétés Affiliées.

Les dépenses d'assistance technique fournie par la Société Mère et les Sociétés

Affiliées sont imputées au prix de revient pour la Société Mère ou les Sociétés

Affiliées qui fournissent cette assistance. Ce prix de revient comprend,

notamment, les frais de personnel, les coûts des matières et matériels

consommables utilisés, les frais de réparation et d'entretien, les assurances, les

taxes, une quote-part de l'amortissement des investissements généraux calculé

sur la valeur d'origine d'acquisition ou de construction des biens s'y rapportant et

toutes autres dépenses entraînées par ces prestations non déjà imputées par

ailleurs.

Le prix exclut, par contre, toute charge inhérente aux surcoûts dus, notamment, à

une immobilisation ou à une utilisation anormale ou conjoncturelle des

matériels, installations et équipements chez la Société Mère ou les Sociétés

Affiliées.

En tout état de cause, les dépenses relatives à ces prestations ne pourront pas

dépasser celles qui seraient exigées normalement, pour des services similaires,

par des sociétés de services techniques et laboratoires indépendants. Elles ne

doivent pas se traduire par une imputation en cascade de frais et marges.

En outre, toutes ces prestations, y compris les études de synthèse, doivent être

appuyées par des rapports représentés sur simple demande de l’Administration.

Elles doivent faire l’objet de commandes écrites passées par le Contracteur, puis

de facturations détaillées

Ces commandes de travaux doivent contenir une estimation du nombre de temps

nécessaire pour la réalisation de ces services, une description raisonnable des

services désirés, de la catégorie professionnelle requise des travailleurs

demandés et des tarifs validés liés à leur catégorie.

Pour chaque commande de travaux, la référence du rapport technique devrait

être attachée à chaque facture respective et le rapport technique devrait être

classé par l’opérateur au Gabon.

Les tarifs liés aux commandes de travaux fourni par la Société Mère et ses

Filiales, devront être certifiés par un cabinet indépendant, afin de confirmer qu'il

n'en résulte ni perte ni gain pour lesdites sociétés.

III-3-4-2

Lorsque le Contracteur utilise, pour les Opérations Pétrolières, du matériel, des

équipements ou des installations qui sont la propriété exclusive d'une entreprise

constituant le Contracteur, il impute au compte des Coûts Pétroliers, au prorata

du temps d'utilisation, la charge correspondante, déterminée selon ses méthodes

habituelles et selon les principes définis ci-dessus. Cette charge comprend,

notamment :

 Une quote-part de l'amortissement annuel calculé sur le Prix Rendu

Gabon d'origine défini ci-dessus ;

11



 Une quote-part du coût de la mise en œuvre, des assurances, de

l'entretien courant, du financement et des révisions périodiques ;

 Les frais de magasinage et de manutention (frais de personnel et frais

de fonctionnement des services) sont imputés aux Coûts Pétroliers au

prorata de la valeur des sorties de biens enregistrées ;

 Les dépenses de transport.

Sont imputées au compte des Coûts Pétroliers les dépenses de transport de

personnel, de matériel ou d'équipements destinés et affectés aux Opérations

Pétrolières et qui ne sont pas déjà couvertes par les paragraphes ci-dessus ou qui

ne sont pas intégrées dans les prix de revient.

III-3-5 – Les avaries et pertes affectant les biens communs

Toutes les dépenses nécessaires à la réparation et à la remise en état des biens à

la suite d'avaries ou de pertes résultant d'incendies, inondations, tempêtes, vols,

accidents ou toute autre cause, sont imputées selon les principes définis dans

l’Accord Comptable.

Les sommes recouvrées auprès des compagnies d'assurances pour ces avaries et

pertes sont créditées au compte des Coûts Pétroliers.

III-3-6 – Les dépenses de maintenance

Les dépenses de maintenance (entretien courant et gros entretien) du matériel,

des équipements et des installations affectés aux Opérations Pétrolières sont

imputées au compte des Coûts Pétroliers au prix de revient.

III-3-7 – Les primes d’assurance et dépenses liées au règlement des sinistres

Sont imputables au compte des Coûts Pétroliers :

a) les primes et frais relatifs aux assurances et réassurances obligatoires et

contractuelles contractées pour couvrir les Hydrocarbures extraits, les

personnes et les biens affectés aux Opérations Pétrolières ou pour

couvrir la responsabilité civile du Contracteur à l'égard des Tiers dans le

cadre desdites opérations ;

b) les dépenses supportées par le Contracteur lors d'un sinistre survenu

dans le cadre des Opérations Pétrolières, celles supportées en règlement

de toutes pertes, réclamations, dommages et autres dépenses annexes ;

c) les dépenses payées en règlement de pertes, réclamations, dommages ou

actions judiciaires, non couvertes par une assurance et pour lesquelles le

Contracteur n'est pas tenu de souscrire une assurance. Les sommes

recouvrées auprès des assurances au titre des polices et garanties sont

comptabilisées conformément aux stipulations du présent Contrat.

III-3-8 –Les dépenses d'ordre juridique

Sont imputées au compte des Coûts Pétroliers, les dépenses relatives aux frais de

procédure, d'enquête et de règlement des litiges et réclamations (demandes de

remboursement ou compensation), qui surviennent à l'occasion des Opérations

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Pétrolières ou qui sont nécessaires pour protéger ou recouvrer les biens, y

compris, notamment les honoraires d'avocats ou d'experts, les frais juridiques,

les frais d'enquête ou d'obtention de la preuve, ainsi que les sommes versées à

titre de règlement transactionnel ou de liquidation finale de tout litige ou

réclamation.

Lorsque de tels services sont effectués par le personnel du Contracteur, une

rémunération, correspondant au temps et aux coûts réellement supportés, est

incluse dans le compte des Coûts Pétroliers. Le prix ainsi imputé ne devra pas

être supérieur à celui qui aurait été payé à des Tiers pour des services identiques

ou analogues.

Ne sont pas imputables au compte des Coûts Pétroliers les dépenses relatives

aux frais de procédure, d'enquête et de règlement des litiges et réclamations, y

compris, notamment les honoraires d'avocats ou d'experts, les frais juridiques,

les frais d'enquête ou d'obtention de la preuve, ainsi que les sommes versées à

titre de règlement transactionnel ou de liquidation finale de tout litige ou

réclamation, supportées ou versées par le Contracteur dans le cadre d’un litige

ou d’une procédure arbitrale ou judiciaire l’opposant à l’Etat ou à titre de

sanction d’une faute du Contracteur.

III-3-9 – Intérêts, agios et charges financières

Les intérêts, agios et charges financières versés aux créanciers du Contracteur

sont retenus pour leurs montants réels dans les conditions prévues par le Contrat.

III-3-10 – Pertes de change, écarts de conversion, commissions de change et

commissions de transfert

Sont imputées aux Coûts Pétroliers, les pertes de change réalisées liées aux

emprunts et dettes du Contracteur. Cependant, les pertes de change liées aux

emprunts et dettes dont la récupération des intérêts, agios et charges est exclue

en vertu des dispositions du présent Contrat, sont exclues des Coûts Pétroliers et

ne peuvent, en conséquence, donner droit à récupération.

Les pertes de change réalisées et directement liées aux créances se rapportant

aux Opérations Pétrolières et traitées directement en monnaie étrangère sont

également imputables aux Coûts Pétroliers.

Sont également imputés aux Coûts Pétroliers les charges afférentes à toute

conversion en francs CFA des avoirs du Contacteur, qu’il s’agisse d’écarts de

conversion, de commissions de change, commissions de transferts de fonds ou

de toutes autres dépenses y afférentes.

III-3-11

Les paiements consécutifs aux frais exposés à l'occasion des contrôles et

vérifications opérés par l’Administration, conformément aux stipulations du

présent Contrat, sont inclus dans le compte des Coûts Pétroliers.

Par ailleurs, sauf dispositions contraires à la règlementation en vigueur, le

Contracteur pourra, s'il le désire, faire des contributions à caractère économique,

social, culturel, et sportif, à l'exclusion impérative de financement à caractère

13



politique. Ces contributions seront portées au débit du compte des Coûts

Pétroliers.

III-4 – Les Frais Généraux

Ces dépenses sont relatives aux Coûts Pétroliers non pris en compte par ailleurs. Elles

concernent les dépenses payées à l'extérieur du Gabon et les dépenses payées au Gabon.

III-4-1 – Les dépenses payées à l'extérieur du Gabon

Elles doivent correspondre à des services effectivement nécessités par les

besoins des Opérations Pétrolières et correspondre à des prestations réelles

effectuées à l'étranger par le Contracteur ou la Société Mère et les Sociétés

Affiliées. Elles comprennent une partie des appointements et salaires payés au

personnel résidant à l'étranger, ainsi qu'une partie des frais généraux

d'administration des services centraux situés à l'étranger. Elles ne doivent pas se

traduire par une imputation en cascade de frais et de marges.

Leurs montants doivent être justifiés par des pièces comptables et par les copies

des rapports de synthèse annuels concernant les services et travaux

effectués. Toute répartition forfaitaire doit être appuyée d'explications

justificatives, ainsi que des règles utilisées à cet effet.

Le montant de ces frais généraux imputés aux Opérations Pétrolières est

plafonné à :

 Quatre pour cent (4%) des dépenses d'exploration, de développement et

d'exploitation, pendant les périodes d’Exploration, de développement et

d’Exploitation.

Ce pourcentage s'applique aux dépenses, hors frais généraux étrangers et locaux,

imputables au compte des Coûts Pétroliers au titre de l'Année Civile considérée.

III-4-2 – Les dépenses payées à l'intérieur du Gabon

Ces dépenses couvrent notamment les paiements relatifs aux activités et services

suivants :

 Direction générale et secrétariat général ;

 Informations et communications ;

 Administration générale (services juridiques, assurances, fiscalité,

informatique) ;

 Comptabilité et budget ;

 Audit interne.

Elles doivent correspondre à des services effectivement nécessités par les

besoins des Opérations Pétrolières et correspondre à des prestations réelles

effectuées au Gabon par le Contracteur ou la Société Mère et ses Sociétés

Affiliées. Elles ne doivent pas se traduire par une imputation en cascade de frais

et de marges.

Leurs montants sont, soit des montants réels lorsqu'il s'agit de dépenses directes,

soit des montants résultant de répartitions lorsqu'il s'agit de dépenses indirectes.

14



Dans ce dernier cas, les règles de répartition doivent être clairement définies et

les montants justifiés par la comptabilité analytique.

III-5 – Les Dépenses non imputables au compte des Coûts Pétroliers

Sauf disposition contraire du présent Contrat, les paiements effectués en

règlement de frais, charges ou dépenses non directement imputables aux

Opérations Pétrolières, ceux dont la déduction ou l'imputation est exclue par les

stipulations du présent Contrat ou de l’Accord Comptable, ou ceux qui ne sont

pas nécessités par les besoins desdites Opérations Pétrolières, ne sont pas pris en

compte et ne peuvent donc donner lieu à récupération.

Il s'agit, notamment, des paiements effectués au titre :

i) des frais d'augmentation de capital ;

ii) des frais de commercialisation ;

iii) des frais relatifs à la période antérieure à la Date Effective ;

iv) des frais d'audit extérieur payés par le Contracteur dans le cadre des

relations particulières entre les entreprises constituant le Contacteur ;

v) la partie variable du Fonds de concours pour le Soutien aux Hydrocarbures

et des bonus visés respectivement aux stipulations du présent Contrat ;

vi) des frais supportés à l'occasion des réunions, études et travaux réalisés

dans le cadre de l'association liant les entreprises constituant le Contracteur

et n'ayant pas pour objet la bonne conduite des Opérations Pétrolières ;

vii) des intérêts, agios et charges autres que ceux dont l'imputation est prévue

par le présent Contrat ;

viii) des pertes de change éventuellement subies autres que celles dont

l'imputation est permise par le présent Contrat ;

ix) les pertes de change qui constituent des manques à gagner résultant de

risques liés à l'origine des capitaux propres et à l'autofinancement ;

x) la redevance superficiaire annuelle, la redevance minière proportionnelle.

III-6 – Matériels, Equipements et Installations vendus par le Contracteur

III-6-1

Les matériels, équipements, installations et consommables qui sont inutilisés ou

inutilisables, sont retirés des Opérations Pétrolières pour être, soit déclassés ou

considérés comme "ferrailles et rebus", soit rachetés par le Contracteur pour ses

besoins propres, soit vendus à des Tiers ou à la Société Mère et ses Sociétés

Affiliées.

III-6-2

En cas de cession aux entreprises constituant le Contracteur ou à la Société Mère

et ses Filiales, les prix sont déterminés conformément aux dispositions du

présent Contrat et de l’Accord Comptable.

Lorsque l'utilisation du bien concerné dans les Opérations Pétrolières a été

temporaire et ne justifie pas les réductions de prix fixées à l'Article susvisé, ledit

bien est évalué de façon que le compte des Coûts Pétroliers soit débité d'une

charge nette correspondant à la valeur du service rendu.

III-6-3

Les ventes à des Tiers des matériels, équipements, installations et consommables

sont faites par le Contracteur au meilleur prix possible. Tous remboursements ou

15



compensations accordés à un acheteur pour un matériel défectueux sont débités

au compte des Coûts Pétroliers dans la mesure et au moment où ils sont

effectivement payés par le Contracteur.

Un récapitulatif annuel des ventes est transmis à l’Administration en charge des

Hydrocarbures.

III-6-4

S'agissant de biens qui sont propriété de l'Etat en vertu des stipulations du

présent Contrat, les ventes ou retraits visés ci-dessus doivent recevoir

l'approbation préalable de l’Administration en charge des Hydrocarbures avant

d'être réalisées.

III-6-5

Lorsqu'un bien est utilisé au bénéfice d'un Tiers ou du Contracteur pour des

opérations non couvertes par le présent Contrat, les redevances correspondantes

sont calculées à des taux qui, sauf accord de l’Administration en charge des

Hydrocarbures, ne peuvent être calculés sur une base inférieure aux prix de

revient.

CHAPITRE IV – PROCEDURES ET REGLES D’INVENTAIRE

Le Contracteur tient un inventaire permanent, en quantités et en valeurs, de tous les biens

meubles et immeubles, notamment l'inventaire des stocks de matériels et matières

consommables, dont les coûts d'acquisition ou de réalisation ont été inclus dans le compte

des Coûts Pétroliers.

Le Contracteur procède, à intervalles raisonnables, mais au moins une (01) fois par

semestre, aux inventaires physiques, conformément aux pratiques comptables habituelles

ou suivant les modalités fixées par les Parties, en vue de procéder au contrôle des

inventaires résultant des écritures comptables et d'y apporter, le cas échéant, les

ajustements et rectifications nécessaires.

Une notification écrite sera adressée par le Contracteur, au moins un (01) mois avant le

commencement de toute opération d'inventaire, à l’Administration en charge des

Hydrocarbures, de manière que celle-ci puisse être représentée au cours de ladite

opération.

Le rapprochement de l'inventaire physique et de l'inventaire comptable, tel qu'il résulte

des comptes, sera fait par le Contracteur. Un état détaillant les différences, en plus ou en

moins, sera fourni à l’Administration en charge des Hydrocarbures.

Le Contracteur apportera les ajustements nécessaires aux comptes dès la fin des

opérations d'inventaires dont un état récapitulatif annuel est transmis à l’Administration

en charge des Hydrocarbures.

CHAPITRE V – PROGRAMMES DE TRAVAUX ET BUDGETS ANNUELS

V-1 – Règles Générales

Le Contracteur est tenu de soumettre, pour chaque Année Civile, à l'examen du Comité

Technique de Suivi des Opérations Pétrolières (CTSOP) et à l'approbation de

16



l’Administration en charge des Hydrocarbures, un Programme de Travaux ainsi que le

Budget correspondant.

Le premier Programme de Travaux et le Budget correspondant sont présentés à

l’Administration en charge des Hydrocarbures, pour approbation, au plus tard trois (03)

mois après la Date Effective, pour la période allant de cette date à la fin de l'Année Civile

en cours.

Pour les Années Civiles suivantes, lesdits documents doivent être présentés au plus tard

le trente et un (31) octobre de chaque année pour l'Année Civile suivante.

Ces Programmes de Travaux et Budgets correspondants, qui seront, au besoin, expliqués

et commentés par le Contracteur, comporteront, notamment ;

i) un état estimatif détaillé des coûts, par nature ;

ii) un état valorisé des stocks des matériels et matières consommables.

V-2 – Présentation

Les Programmes de Travaux et Budgets correspondants sont découpés en lignes

budgétaires.

Le schéma de découpe, présenté pour avis au CTSOP, est soumis à l'approbation de

l’Administration en charge des Hydrocarbures qui peut en demander la modification.

Il est établi de telle sorte que chaque ligne budgétaire corresponde à un regroupement des

comptes analytiques du Contracteur relatifs aux Opérations Pétrolières considérées.

Les lignes budgétaires sont ventilées, d'une part, par Gisement, et, d'autre part, par nature

d’opérations : exploration, appréciation, développement, exploitation et autres.

Les documents budgétaires et Programmes de Travaux indiquent, en outre, les

réalisations et les prévisions de clôture de l'année en cours, et comportent des explications

sur les écarts significatifs entre prévisions et réalisations, par ligne budgétaire. Sont

considérés comme significatifs les écarts de plus de dix pour cent (10%).

V-3 – Suivi et Contrôle

V-3-1

Dans les quarante-cinq (45) jours suivant la fin de chacun des trois premiers

trimestres de l'Année Civile et dans les soixante-quinze (75) jours suivant la fin du

quatrième trimestre, le Contracteur fait parvenir à l’Administration en charge des

Hydrocarbures un état des réalisations du trimestre précédent.

V-3-2

Dans les quarante-cinq (45) premiers jours de l'Année Civile, le Contracteur fait

parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures la liste des comptes

analytiques constituant chaque ligne budgétaire, avec mise à jour chaque

trimestre, si nécessaire, de manière à permettre la reconstitution des réalisations se

rapportant aux lignes budgétaires des Budgets annuels approuvés.



17



V-3-3

A l'appui des informations ci-dessus, le Contracteur joint les annexes suivantes :













i) un extrait du Grand Livre analytique correspondant au compte des Coûts

Pétroliers et indiquant les imputations opérées au cours du trimestre

concerné et le cumul depuis le début de l'exercice ;

ii) un relevé du compte-courant de chaque entreprise constituant le

Contracteur faisant ressortir l'évolution de sa situation dans les livres du

Contracteur et précisant, pour chaque trimestre :

le solde à la fin du trimestre précédent ;

les versements effectués par elle au cours du trimestre ;

les notes de débit et de crédit émises par le Contracteur au cours du trimestre ;

le solde à la fin du trimestre.



V-3-4

Simultanément à l'envoi, dans le délai prévu à l’Accord Comptable ci-dessus, des

états relatifs au quatrième trimestre de chaque exercice, le Contracteur fait

parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures le solde définitif du

compte courant de chaque entreprise constituant le Contracteur pour l'exercice

précédent.

CHAPITRE VI – VERIFICATION DES COMPTES

VI-1 – Dispositions Générales

L’Administration exerce le droit de vérification prévu par le présent Contrat, soit par ses

propres agents, soit par un cabinet indépendant de son choix.

A cet effet, l’Administration en charge des Hydrocarbures et le Contracteur s'informent

mutuellement des périodes qui leur conviennent pour procéder à la vérification du compte

des Coûts Pétroliers. La clôture de la mission de vérification des comptes intervient dans

les six (06) mois à compter de la date de réception par le Contracteur des notifications

relatives aux conclusions, résultats et examens du Compte des Coûts Pétroliers.

Passé le délai susvisé et sans réponse du Contracteur, les exceptions d’audit sont

considérées acceptées et devront faire l’objet le cas échéant d’un ajustement,

redressement ou paiement.

Les sections de la comptabilité analytique du Contracteur qui enregistrent des dépenses

relatives à la fois aux Opérations Pétrolières et à d'autres activités ne relevant pas du

présent Contrat, peuvent faire l'objet. au choix de l’Administration en charge des

Hydrocarbures, soit d'une vérification directe, par ses propres agents ou le cabinet dont

elle utilise les services, soit d'une vérification par l'intermédiaire des commissaires aux

comptes du Contracteur requis à cet effet, afin qu'ils puissent certifier que les stipulations

du présent Contrat et de l’Accord Comptable sont bien appliquées et que les procédures

comptables et financières du Contracteur sont correctement suivies et appliquées sans

discrimination et de manière équitable aux diverses opérations concernées.

Les frais généraux hors du Gabon ainsi que les frais d'assistance générale y compris

l'assistance technique facturés par la Société Mère et les Sociétés Affiliées aux entreprises

constituant le Contracteur, feront l'objet d'une vérification effectuée par le cabinet chargé

18



de certifier les comptes des sociétés concernées. Ce cabinet devra certifier que les frais

imputés aux Opérations Pétrolières ont été déterminés de manière équitable et non

discriminatoire. Les prestations d'assistance générale et technique fournies par les

Sociétés Mères et les Sociétés Affiliées des entreprises constituant le Contracteur doivent

être certifiées, par ledit cabinet, comme ayant été facturées de telle sorte qu'il n'en est

résulté ni perte ni gain pour lesdites sociétés mères.

Au cours d'un audit, l’Administration en charge des Hydrocarbures peut revérifier les

comptes du Contracteur relatifs aux rectifications, ajustements et redressements au sujet

desquels persiste un désaccord. Les comptes ainsi concernés restent ouverts à la

vérification jusqu'à ce que celle-ci ait été opérée et les désaccords levés.

CHAPITRE VII – ETATS DES REALISATIONS,

SITUATIONS ET COMPTES-RENDUS

VII-1 – Principes

Outre les états et informations prévus par ailleurs, le Contracteur fait parvenir à

l’Administration en charge des Hydrocarbures, dans les conditions, formes et délais

indiqués ci-après, le détail des opérations et travaux réalisés, tels qu'ils sont enregistrés

dans les comptes, documents, rapports et états tenus ou établis par lui et relatifs aux

Opérations Pétrolières.

VII-2 –Etat des Travaux d'Exploration

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 25

du premier mois de chaque trimestre civil.

Il indique, notamment, pour le trimestre civil précédent, le détail et la nature des travaux

d'exploration réalisés sur la Zone Délimitée et les dépenses s'y rapportant en distinguant,

notamment, les travaux relatifs :

i) à la géologie, en distinguant la géologie de terrain et la géologie de bureau

et de laboratoire ;

ii) à la géophysique, par catégorie de travaux (sismique, magnétométrie,

gravimétrie, interprétation, etc.) et par équipe :

 aux forages d'exploration, par puits ;

 aux forages d'appréciation, par puits ;

 aux pistes d'accès, puits d'eau et autres travaux se rapportant au lieu du

forage ;

 aux autres travaux d'exploration.

VII-3 – Etat des Travaux de Développement et d'Exploitation

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 25

du premier mois de chaque trimestre civil. Il indique, notamment, pour le trimestre civil

précédent, le détail et la nature des travaux de développement et d'exploitation effectués

sur la Zone d'Exploitation et les dépenses s'y rapportant, en distinguant, notamment, les

travaux relatifs :

 aux forages de développement, par Gisement et par puits ;

 aux installations spécifiques de production ;

19



 aux forages de production, par Gisement et par puits ;

 aux installations et moyens de transport du Pétrole Brut et du Gaz Naturel,

par Gisement ;

 aux installations de stockage du Pétrole Brut et de Gaz Naturel, par

Gisement, après traitement primaire.

VII-4 – Etat des Variations des Comptes d'Immobilisations et des Stocks de

Matériel et de Matières Consommables

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 25

du premier mois de chaque trimestre civil.

Il indique, notamment, pour le trimestre civil précédent, les acquisitions et créations

d'immobilisations, de matériels et de matières consommables nécessaires aux Opérations

Pétrolières, par Gisement et par grandes catégories, ainsi que les sorties (cessions, pertes,

destructions, mises hors service) de ces biens.

VII-5 – Etat de Production du Mois

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 15

de chaque mois.

Il indique, par Gisement, les quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel produites

effectivement au cours du mois précédent et la part de cette production revenant à

chacune des Parties en application des stipulations du Contrat.

VII-6 – Etat de Production Annuelle Prévisionnelle

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 31

octobre de chaque année.

Il présente un plan de production annuelle détaillant, par Gisement et par mois, les

quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel dont la production est prévue pour l'Année

Civile suivante. En tant que de besoin, le Contracteur fera parvenir des états rectificatifs.

VII-7 – Etat des quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel transportées au cours

du mois.

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 15

de chaque mois.

Il indique, par Gisement, les quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel transportées au

cours du mois précédent, entre le Gisement et le point d'exportation ou de livraison, ainsi

que l'identification des canalisations utilisées et le prix du transport payé lorsque celui-ci

est effectué par des Tiers.

L'état indique, en outre, la répartition entre les Parties des produits ainsi transportés.

VII-8 – Etat des Enlèvements du mois

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 15

de chaque mois.



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Il indique, par Gisement, les quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel effectivement

enlevées pour exportation ou livraison par chaque Partie ou remises à elle, au cours du

mois précédent, en application des stipulations du présent Contrat.

En outre, chaque entreprise constituant le Contracteur, fera parvenir à l’Administration en

charge des Hydrocarbures, dans le même délai et pour son propre compte, un état des

quantités de Pétrole Brut et de Gaz Naturel qu'elle a enlevées pour exportation ou

livraison, en donnant toutes indications concernant chaque opération d'enlèvement ou de

livraison (acheteur, navire, prix, destination finale, etc.)

VII-9 – Etat de récupération des Coûts Pétroliers

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 25

de chaque mois.

II présente, pour le mois précédent, le détail du compte des Coûts Pétroliers permettant,

notamment, de faire ressortir :

 les Coûts Pétroliers restant à récupérer à la fin du mois précédent ;

 les Coûts Pétroliers afférents aux activités du mois ;

 les Coûts Pétroliers récupérés au cours du mois avec indication, en quantités

et en valeur, de la production affectée à cet effet ;

 les sommes venues en atténuation ou en diminution des Coûts Pétroliers au

cours du mois ;

 les Coûts Pétroliers restant à récupérer à la fin du mois.

VII-10 – Inventaire des stocks de Pétrole Brut et de Gaz Naturel

Cet état doit parvenir à l’Administration en charge des Hydrocarbures au plus tard le 15

de chaque mois.

Il indique, pour le mois précédent et par lieu de stockage :















les stocks du début du mois ;

les entrées en stock au cours du mois ;

les sorties de stock au cours du mois ;

les stocks théoriques à la fin du mois ;

les stocks mesurés à la fin du mois ;

l'explication des écarts éventuels.



VII-11 – Etat des biens meubles et immeubles acquis, créés, loués ou fabriqués

Le Contracteur tient, au jour le jour, un état détaillé de tous les biens meubles et

immeubles acquis, créés, loués ou fabriqués pour les besoins des Opérations Pétrolières,

en distinguant ceux qui sont propriété de l'Etat en vertu des stipulations du présent

Contrat.

Cet état comporte la description et l'identification de chaque bien, les dépenses s'y

rapportant, le prix de revient et la date d'acquisition, de création ou de fabrication, et, le

cas échéant, la date de fin d'affectation aux Opérations Pétrolières (sortie) et le sort qui lui

est réservé dans ce dernier cas.

L'état susvisé est impérativement transmis à l’Administration en charge des

Hydrocarbures avant le 1er mars de chaque année pour l'Année Civile précédente.

21



VII-12 – Déclarations Fiscales

Le Contracteur transmet à l’Administration en charge des Hydrocarbures un exemplaire

de toutes les déclarations que les entreprises constituant le Contracteur sont tenues de

souscrire auprès des Administrations fiscales chargées de l'assiette des impôts,

notamment de celles relatives à l'Impôt sur les Sociétés, accompagnées de toutes les

annexes, documents et justifications qui y sont joints.

VII-13 – Etat des Versements d'Impôts et Taxes

Au plus tard le 15 du premier mois de chaque trimestre civil, le Contracteur établit et

transmet à l’Administration en charge des Hydrocarbures un état des versements

d'impôts, droits et taxes de toute nature qu'il a acquittés au cours du trimestre civil

précédent, indiquant avec précision la nature des impôts, droits et taxes concernés

(Impôts sur les Sociétés, redevance minière proportionnelle, droits de douane, etc.), la

nature du versement (acomptes, soldes, régularisations, etc.), la date et le montant du

paiement, la désignation du receveur chargé du recouvrement, ainsi que toutes autres

indications utiles.

VII-14 – Dispositions Particulières

Les états, situations et informations indiqués dans le présent contrat seront établis et

présentés sur des modèles d'imprimés fixés par l’Administration.

L’Administration peut, en tant que de besoin, demander au Contracteur de lui fournir tous

autres états, situations et informations qu'elle juge utiles.



22



ANNEXE 3

ENGAGEMENT DE LA SOCIETE MERE



ANNEXE 3

ENGAGEMENT DE CODEBITEUR SOLIDAIRE DE LA MAISON MERE



CONSIDERANT que (indiquer le nom de la société mère), est propriétaire de la

majorité des actions ou droits de vote de (indiquer le nom de la société fille), signataire

du contrat, et dont elle est la société mère ;

CONSIDERANT que (indiquer le nom de la société fille), ci-après désignée « la

Société », a signé avec la République Gabonaise, ci-après dénommée « l’Etat », un

Contrat d’Exploration et de Partage de Production, ci-après dénommé « le Contrat », se

rapportant à la zone délimitée définie à l’annexe 1 jointe audit Contrat, et que de ce fait,

la Société va assumer des obligations vis-à-vis de l’Etat.

(indiquer le nom de la société mère), reconnaît, par les présentes, qu’elle est parfaitement

informée des obligations légales et contractuelles souscrites par la Société dans le cadre

du Contrat, et déclare qu’elle mettra à la disposition de celle-ci tous les moyens

techniques, en personnel, en matériel et en financement nécessaires pour lui permettre

d’exécuter intégralement les obligations susvisées et, qu’en cas de défaillance de la

Société, elle sera tenue de la bonne exécution de ces obligations en qualité de codébiteur

solidaire sans bénéfice de division ou de discussion. Cet engagement sera toutefois

proportionnel et limité à la participation de (indiquer le nom de la société mère), dans

ledit permis.

La présente lettre d’engagement de codébiteur solidaire produira effet à partir de la Date

Effective et tant que la société fera partie du Contracteur, ou jusqu’à ce que les

obligations résultant du Contrat aient été intégralement exécutées.

Les différends résultant de l’application ou de l’interprétation de la présente lettre qui fait

partie intégrante du Contrat, sont résolus par voie d’arbitrage, conformément aux

dispositions de l’Article 26 du présent Contrat.



Fait à Libreville, le



Pour (indiquer nom de la société mère)



ANNEXE 4

PROCEDURE APPEL D’OFFRES



ANNEXE 4

PROCEDURE D’APPEL D’OFFRES

I. Des principes généraux

I.1. Le Contracteur est tenu de se conformer dans le cadre de l’exécution des Opérations

Pétrolières aux règles de passation de marchés décrites dans la présente Annexe.

Nonobstant la possibilité pour le Contracteur de passer un marché de gré à gré pour des

montants inférieurs à un million (1 000 000) de dollars des États-Unis d’Amérique, la

procédure d’appel d’offres demeure le mode par excellence de passation des marchés pour

un montant supérieur ou égal à un million (1 000 000) de dollars des États-Unis

d’Amérique.

I.2. L’appel d’offres peut être ouvert ou restreint. Il est organisé par le Contracteur, sur la

base de critères objectifs d’évaluation préalablement portés à la connaissance des candidats

dans le dossier d’appels d’offres.

L’appel d’offres est dit ouvert lorsque tout candidat peut soumettre une offre. Dans ce cas, il

fait l’objet d’une publicité par avis d’appel public à soumissionner.

L’appel d’offres est dit restreint lorsqu’il est précédé d’une pré-qualification. Dans ce cas il

ne concerne que des travaux ou des équipements complexes ou des services spécialisés.

L’Opérateur présélectionne des candidats spécialisés qui peuvent remettre leurs offres.

Cette pré-qualification doit être communiquée à la Direction Générale des Hydrocarbures.

Elle est conduite sur la base de critères objectifs d’évaluation portés à la connaissance des

candidats dans le dossier de pré-qualification.

La Direction Générale des Hydrocarbures peut autoriser la procédure d’appel d’offres

restreint lorsque la prestation n’est disponible qu’auprès d’un nombre limité de candidats

potentiels.

I.3. Toutes les passations de marchés sont soumises à l’approbation préalable de la Direction

Générale des Hydrocarbures, chaque fois qu’il est nécessaire pour le Contracteur de se

procurer des biens ou des services pour l'exécution des Opérations Pétrolières dont le

montant est supérieur ou égal à un million (1 000 000) de dollars des États-Unis

d’Amérique.

I.4. L’opérateur est tenu d’informer, par courrier officiel, la Direction Générale des

Hydrocarbures, au moins quinze jours à l’avance, de la date, de l’heure et du lieu du

dépouillement des offres.

Cette lettre d’information et d’invitation doit être accompagnée d’une preuve de

publication officielle de l’appel d’offres et d’une preuve de l’envoi du cahier de charges

aux soumissionnaires.

I.5. L’appel d’offres est jugé infructueux si l’opérateur a reçu au plus une seule offre à

l’issue du délai fixé pour le dépôt des offres. Dans ce cas, l’opérateur est tenu d’informer

la Direction Générale des Hydrocarbures pour avis.

I.6. Une liste et une copie de tous les contrats conclus par l’Opérateur au cours de chaque

trimestre civil, pour la fourniture des biens et services destinés à la réalisation des

1



Opérations Pétrolières, sont transmises pour information à la Direction Générale des

Hydrocarbures dans les trente (30) jours suivant la fin du trimestre concerné.

Pour chaque contrat, l'objet, le montant, la durée, le nom du gérant et du prestataire ainsi

que l’adresse complète et la localisation de son siège social doivent être clairement à

précisés.

I.7. Il est admis pour la réalisation de certaines prestations, à l’appréciation de la Direction

Générale des Hydrocarbures, que l’appel d’offres soit restreint aux seules entreprises

autochtones, eu égard aux stipulations relatives au contenu local.

II.



Du Cahier des charges



II.1. L’opérateur est tenu de transmettre à la Direction Générale des Hydrocarbures, pour

examen et validation, avant le lancement de la procédure d’appel d’offres, le cahier des

charges relatif au marché concerné.

En l’absence de retour formel de la part de la Direction Générale des Hydrocarbures dans un

délai de trente jours, à compter de la réception du cahier des charges, l’opérateur fait toute

diligence pour obtenir l’avis formel de la Direction Générale des Hydrocarbures avant toute

poursuite de la procédure de l’appel d’offres.

II.2. Les offres techniques et commerciales ainsi que le cahier des charges relatif à une

procédure d’attribution des marchés pour la sous-traitance pétrolière doivent être rédigés en

langue française ou en langue anglaise, mais dans ce dernier cas, ils doivent être

accompagnés d’une traduction certifiée en langue française effectuée sur le plan local.

Le cahier des charges doit comprendre notamment :

i.

ii.

iii.

iv.

v.

vi.

vii.



III.



la description des besoins ;

la nature de l’appel d’offres : ouvert ou restreint ;

le planning général d’exécution du marché ;

la définition des priorités et la chronologie de soumission des lots ;

les conditions d’exécution du marché ;

les méthodes retenues pour l’analyse et l’évaluation des offres ;

la date limite de dépôt des offres.



De l’invitation à soumissionner



III.1. L’Opérateur doit s’assurer que tout candidat à une procédure de passation de marchés

pour la sous-traitance pétrolière justifie des capacités juridiques, techniques et financières

nécessaires à l’exécution des prestations de services ou de fourniture de biens et

équipements.

III.2. L’avis d’appel à manifestation d’intérêt doit être porté à la connaissance du public par

l’un des moyens légaux de communication, notamment les journaux de publications

spécialisées, les journaux d’informations générales et les annonces par internet.



2



III.3. L’avis d’appel à manifestation d’intérêt doit indiquer notamment :

- le numéro de l’appel d’offres ;

- l’identification de l’opérateur ;

- l’objet du marché ;

- le contrat d’hydrocarbures afférent à l’appel d’offres ;

- le type d’appel d’offres ;

- le lieu et la date limite de dépôt des offres.

L’avis à manifestation d’intérêt doit être transmis à la Direction Générale des Hydrocarbures

dans un délai de trois jours au plus après sa publication.

IV.



Des éléments constitutifs du dossier d’appel d’offres



IV.1. Les offres doivent être contenues dans deux enveloppes distinctes scellées et

personnalisées, avec la mention « offre technique » et « offre commerciale » selon le cas.

Elles doivent être adressées à l’Opérateur par service postal public ou privé, ou par

remise en mains propres, avec accusé de réception.

Chaque enveloppe doit contenir un original et une copie, ainsi qu’une version numérique.

IV.2. Les offres doivent être soumises dans les délais indiqués sur l’invitation de

manifestation d’intérêt. Les offres parvenues postérieurement aux dates et heures de

dépôt sont irrecevables et doivent par conséquent être retournées sans être ouvertes, sauf

cas de force majeur, à l’appréciation de la Direction Générale des Hydrocarbures.

IV.3. Les soumissionnaires doivent avoir leurs dossiers administratifs et juridiques à jour au

moment de la soumission.

Ces dossiers doivent, notamment, contenir les pièces suivantes :

i) Vérification juridique :

-



la fiche circuit conforme ;

l’extrait du registre de commerce et du crédit mobilier ;

l’attestation de soumission délivrée par la Caisse Nationale de Sécurité Sociale ;

l’attestation d’imposition ;

attestation de non-faillite ;

l’assurance pour responsabilité civile ;

l’attestation de la capacité financière délivrée par des banques ou autres

établissements financiers ;

l’agrément sectoriel.



ii) Vérification technique :

-



les moyens techniques et opérationnels ;

la disponibilité du matériel ;

le calendrier détaillé d’exécution des travaux ;

les moyens humains ;

la compétence et l’expérience dans le domaine du marché ;

la politique et la procédure QHSSE.



3



iii) Vérification commerciale :

-



le détail du coût de la prestation ;

le détail du coût du matériel ;

le rabais et les ristournes ;

les assurances.



IV.4. Les soumissionnaires non immatriculées au Gabon peuvent faire prévaloir des

pièces justificatives équivalentes de leur pays d’origine respectif. Ces pièces justificatives

équivalentes doivent être authentifiées par les services publics habilités.

V. De l’ouverture et de l’évaluation des offres

V.1. L’opérateur est tenu d’informer, par courrier officiel, la Direction Générale des

Hydrocarbures, au moins quinze jours à l’avance, de la date, de l’heure et du lieu du

dépouillement des offres.

V.2. Une commission, constituée des représentants de la Direction Générale des

Hydrocarbures et ceux de l’opérateur, procède à l’ouverture des enveloppes et à

l’évaluation des offres en deux phases distinctes. La première phase consiste à l’ouverture

de l’offre technique, la seconde à l’ouverture de l’offre commerciale.

L’ouverture des enveloppes de l’offre commerciale n’a lieu qu’à l’issue de l’évaluation de

l’offre technique. A cet effet, ne seront ouvertes que les enveloppes de l’offre

commerciale des soumissionnaires ayant été qualifiés techniquement.

La Direction Générale des Hydrocarbures assure la présidence de la commission et

l’Opérateur en assure le secrétariat.

L’évaluation des offres techniques ou commerciales doit indiquer le classement des

soumissionnaires selon la forme de notation préétablie dans le cahier des charges.

V.3. Les séances d’ouverture des offres sont sanctionnées par des procès-verbaux.

Ces procès-verbaux doivent être signés par l’ensemble des commissaires.

V.4. Après l’ouverture des enveloppes, la commission est tenue de procéder à l’analyse

des offres. Cette analyse doit consister à la vérification des pièces administratives et

juridiques, à l’évaluation des offres techniques et des offres commerciales et leur

classement, suivant les critères édictés par le cahier des charges afin de déterminer l’offre

conforme évaluée la moins-disante.

Si des clarifications s’avèrent nécessaires lors de l’examen d’une offre, la commission

peut donner mandat à l’opérateur d’informer le soumissionnaire concerné pour

complément d’informations ou transmission de documents dans un délai bien défini.

V.5. La responsabilité incombe de plein droit à l’Opérateur d’officialiser les résultats et

les conclusions des dépouillements des offres.

V.6. Les informations issues de l’analyse et de l’évaluation des offres sont strictement

confidentielles.



4



En cas de fuite des informations ou de constat d’irrégularités, la Direction Générale des

Hydrocarbures peut annuler ou faire reprendre la procédure d’appel d’offres.

V.7. Au terme de la séance d’analyse des offres commerciales, la commission émet des

propositions d’attribution du marché.

VI. De la disqualification des offres

VI.1. L’inexactitude ou l’absence de l’une des informations ci-dessus visées disqualifie de

fait une offre, sauf demande de clarifications ou d’informations complémentaires autorisée

par la commission.

VI.2. Sans préjudice de ce qui précède, il est retenu comme raison pour la disqualification

d’une offre, notamment :

i) la condamnation pour infraction prévue et réprimée par le code pénal ou autre

situation se rapportant à la vie de la personne physique ou morale ;

ii) la transmission des offres après la date de clôture ;

iii) l’ouverture d’une enveloppe contenant l’offre en l’absence de la Direction Générale

des Hydrocarbures ;

iv) la soumission de l’offre technique et commerciale dans une même enveloppe ;

v) la participation d’une société affiliée à celle ayant élaboré tout ou partie du dossier

d’appel d’offres ;

vi) les offres anormalement basses ;

vii) le non-respect du délai arrêté par la commission pour le complément d’informations

ou de documents ;

viii) le non respect des règles du contenu local.

VI.3. Toute information ou document complémentaire doit être transmis dans les délais

requis par la commission. A défaut de transmission des éléments demandés, l’offre

concernée est disqualifiée.

A chaque phase de dépouillement, la commission peut expressément autoriser les

soumissionnaires à y participer aux fins de s’assurer de l’ouverture effective de leurs

offres pour examen. La participation des soumissionnaires est strictement limitée à ladite

ouverture.

VI.4. Si une offre examinée ne satisfait pas aux critères requis, ladite offre est

disqualifiée.

VII



De l’attribution du marché



VII.1. Les recommandations d’attribution émanant de la commission font l’objet d’un

rapport d’évaluation qui mentionne notamment :

-



les résultats de l’évaluation technique et de l’évaluation commerciale ;

la durée du marché ;

la recommandation de l’adjudicataire ;

le ou les noms des soumissionnaires exclus ;

les motifs de rejet de leurs offres et, le cas échéant, de celles jugées anormalement

basses.



5



VII.2. Au terme du dépouillement des offres et après l’adjudication du marché,

l’opérateur peut communiquer les résultats et les conclusions de l’appel d’offres aux

soumissionnaires.

VII.3. L’Opérateur est tenu de solliciter et d’obtenir l’approbation formelle de la

Direction Générale des Hydrocarbures pour l’attribution du marché.

Dans le cadre de l’exécution du marché, si l’adjudicataire envisage de confier tout ou

partie des prestations à une société tierce, l’adjudicataire est soumis au respect des

exigences du contenu local.

En cas d’inobservation des dispositions des alinéas ci-dessus, sans préjudice des

sanctions prévues par les textes en vigueur, les coûts afférents au marché concerné ne

seront pas considérés comme des coûts pétroliers.

VII.4. En cas de désistement de l’adjudicataire du marché, l’opérateur est tenu d’informer

la Direction Générale des Hydrocarbures.

Dans ce cas, le marché est confié au soumissionnaire arrivé en seconde position.

En cas de désistement de ce dernier, l’opérateur est tenu d’informer la Direction Générale

des Hydrocarbures.

Dans ce cas, le marché est confié au soumissionnaire arrivé en troisième position.

En cas de désistement du soumissionnaire arrivé en troisième position, l’opérateur est

tenu de solliciter une séance de travail avec la Direction Générale des Hydrocarbures à

l’effet de trouver une issue à cet appel d’offres.

VIII. Des dispositions finales

VIII.1. La passation du marché pour la sous-traitance pétrolière fait l’objet d’un contrat

entre l’Opérateur et l’adjudicataire. Une copie dudit contrat doit être transmise dès sa

signature à la Direction Générale des Hydrocarbures.

VIII.2. Aux fins de faire respecter les dispositions sur le contenu local, la Direction

Générale des Hydrocarbures peut rejeter la recommandation d’un adjudicataire et choisir

de plein droit une entreprise autochtone qui aurait été qualifiée sur le plan QHSSE et

technique et proposerait une offre financière égale à la valeur du marché.

VIII.3. La Direction Générale des Hydrocarbures peut procéder, dans les locaux de

l’Opérateur à l’audit des contrats de fourniture des biens et services.



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