II. EXPLOITATION - PRODUCTION
Depuis l'entrée en vigueur du règlement de 2008 sur l'octroi de licence pétrolière (production) (zone côté mer), la recherche, le forage et l'extraction de pétrole font l'objet d'une licence unique appelée « licence de production » (production licence) qui est exclusive et se décline en fonction des spécificités de chaque opération (voir infra ).
Cette licence confère, d'une part, un droit exclusif d'exploration, et, d'autre part, un droit exclusif d'exploitation.
A. AUTORITÉ CHARGÉE DE DÉLIVRER LES TITRES OU AUTORISATIONS
Les licences de production sont délivrées par le DECC .
B. PROCÉDURE D'ATTRIBUTION DES TITRES OU AUTORISATIONS
1. Dispositions générales
• Mise en concurrence
En règle générale, les licences de production sont délivrées à l'issue d'une procédure annuelle de mise en concurrence (licensing round) lancée par le DECC et publiée dans le Journal officiel de l'Union européenne et sur le site du ministère.
Avant la mise en oeuvre de la procédure, le DECC découpe la zone géographique en « blocs » d'environ 190 à 250 km 2 en précisant les catégories de licences (voir infra ) offertes par « bloc ».
Dans des circonstances exceptionnelles, le ministère peut lancer une procédure d'invitation à concourir à d'autres moments de l'année (out-of-round applications) sur de très petites zones à la demande motivée d'une entreprise. Le déroulement de la procédure et son contenu demeurent les mêmes.
• Jugement des offres
Le DECC délivre les licences de production en retenant les offres garantissant une exploitation optimale du pétrole de la zone concernée au profit du Royaume-Uni dans le respect des règles relatives à la sécurité et à l'environnement.
Les entreprises soumissionnaires doivent :
- être enregistrées au Royaume-Uni ;
- démontrer leur viabilité financière ou leur capacité à demeurer solvables et, sauf dans le cas de la licence de promotion (voir infra ), leur capacité financière ou capacité à financer les dépenses correspondant aux engagements pris dans le programme de travail ;
- établir leur compétence technique et environnementale sauf dans le cas de la licence de promotion (voir infra ) ;
- et proposer un programme de travail qui corresponde au travail d'exploration minimale qu'elles s'engagent à réaliser avant la fin de la période initiale.
Les soumissionnaires font l'objet d'une première sélection par rapport à des critères financiers et à des normes relatives à la fonction d'opérateur, puis leurs offres (dossier et entretiens) sont évaluées en fonction d'une grille de notation préétablie. En règle générale, la licence est octroyée à celui qui obtient la meilleure note.
• Contenu de la licence de production
Les licences de production sont accordées pour un ou plusieurs blocs ou fractions de blocs. La surface des blocs varie de 190 à 250 km 2 suivant leur situation géographique.
Pour simplifier le système d'octroi des licences et permettre sa gestion informatique, le règlement de 2008 précité contient une seule série de clauses-types applicables à toutes les licences de production.
Le contrat de licence reprend intégralement le contenu du règlement de 2008 précité. Les dispositions spécifiques à cet accord sont mentionnées dans ses annexes. En règle générale, l'annexe 1 décrit le ou les blocs octroyés, l'annexe 2 les redevances périodiques, l'annexe 3 le contenu du programme de travail, l'annexe 4 les coordonnées du contractant et l'annexe 5 le calendrier et la restitution de surface obligatoire (voir infra ).
La licence de production est valable pendant une succession de trois phases (terms) correspondant chacune à une étape particulière du cycle de vie du champ pétrolier. Le passage d'une phase à la suivante est conditionné par la réalisation des objectifs de la précédente, faute de quoi la validité de la licence prend fin automatiquement.
La phase initiale (Initial Term) , qui correspond à l'exploration, peut être suivie d'une deuxième phase si le programme de travail convenu a été réalisé et si une surface minimale a été instituée.
La deuxième phase (Second Term) correspond à l'évaluation et au développement. Elle peut être suivie d'une troisième si un plan de développement a été approuvé et si toutes les surfaces hors développement ont été restituées.
La troisième phase (Third Term) correspond à la période d'exploitation qui peut être éventuellement prolongée.
Il existe quatre types de licences de production dont les différentes phases ont des durées variables, correspondant à des entreprises diverses et à des situations différentes. Le DECC a toute latitude pour modifier ces durées si des circonstances particulières l'exigent. Il peut, par exemple, réduire la période d'exploration pour une entreprise qui serait très rapidement prête à passer à la phase de développement ou au contraire proroger au-delà de 18 ans la phase de production.
La durée respective de chacune des trois phases de la licence de production traditionnelle (Traditional Seaward Production licence) est de 4 ans, puis 4 ans et enfin 18 ans.
En ce qui concerne la licence de production « promotion » (Promote Seaward Production licence) , la durée respective de chacune des trois phases est de 4 ans, puis 4 ans et enfin 18 ans. Cette licence est destinée aux petites entreprises et aux « jeunes pousses » qui n'ont ni les capitaux ni l'ensemble de compétences requises au moment où elles soumissionnent. Son titulaire doit toutefois avoir apporté la preuve de sa capacité financière ainsi que de sa compétence technique et environnementale dans les deux ans de la date anniversaire de la licence pour la conserver.
S'agissant de la licence de production « frontière de 6 ans » (Six-Year Frontier Seaward Production licence) , la durée respective de chacune des trois phases est de 6 ans, puis 6 ans et enfin 18 ans. Cette licence permet aux entreprises d'explorer de grandes zones géographiques pendant une durée permettant un nombre de prospections plus important.
Enfin, dans le cas de la licence de production « frontière de 9 ans » (Nine-Year Frontier Seaward Production licence) , la durée respective de chacune des trois phases est de 9 ans, puis 6 ans et enfin 18 ans. Cette licence, la plus récente, est destinée aux entreprises confrontées au milieu difficile de l'Ouest de l'Écosse.
Le DECC interdit toute cession de licence d'exploitation sans son autorisation préalable sous peine de révocation immédiate.
2. Dispositions environnementales
L'organisation un licensing round requiert une évaluation stratégique environnementale (Strategic Environmental Assessment, SEA) préalable en application du règlement 2004 26 ( * ) sur l'évaluation environnementale des plans et programmes transposant la directive « évaluation stratégique des incidences sur l'environnement (ESIE) ».
Le ministère constitue un groupe de pilotage du SEA composé d'une grande variété de représentants des parties prenantes et consulte, pour apprécier l'étendue du SEA , les organismes scientifiques et les organismes de protection de la nature. Une fois les rapports techniques disponibles, sont organisés des ateliers d'évaluation d'experts qui rassemblent pendant deux jours les membres experts du groupe de pilotage, les auteurs des rapports techniques et les autres utilisateurs de la zone offshore . Environ un mois plus tard se tiennent des ateliers de dialogue des parties prenantes auxquels participent des administrations, des conseillers gouvernementaux, des autorités locales, des représentants des professionnels, des scientifiques et des ONG.
Lorsque le rapport environnemental est prêt, une annonce paraît dans différents journaux (titres à grand tirage et publications spécialisées. Ce document est disponible sur un site Internet dédié du DECC mais aussi gratuitement en version papier. Le public est invité à adresser ses commentaires pendant 12 semaines par courrier, courriel ou directement sur le site. Par la suite, un rapport synthétisant les réponses est préparé et posté sur le site. Le ministère doit le prendre en compte dans la procédure d'octroi des licences.
En outre, en application du règlement de 2001 précité qui transpose les directives « habitats » et « oiseaux », si le DECC estime que l'attribution d'une licence peut avoir un effet significatif sur un site protégé de façon spécifique, (« zone spéciale de conservation » ou « zone de protection spéciale »), il est tenu de procéder à une évaluation appropriée des incidences sur le site au regard des objectifs de protection spécifiques en entreprenant une évaluation des règlements habitats (Habitats Regulations Assessment, HRA) , ce qui implique la consultation du Joint Nature Committee (JNC) 27 ( * ) pour les projets situés en dehors des eaux territoriales et/ou des organismes publics de protection de la nature, anglais, gallois, écossais et nord-irlandais.
Dans tous les cas où le DECC estime que le projet entraîne des nuisances environnementales (adverse environmental effects) et notamment lors de l'évaluation du plan de développement présenté au cours de la deuxième phase de la licence de production si le niveau de production de pétrole projeté est supérieur à 500 tonnes par jour 28 ( * ) , l'opérateur doit réaliser une étude environnementale (Environmental Statement, ES) qui fera l'objet d'une évaluation d'impact environnemental (Environmental Impact Assessment, EIA) par le DECC .
L'étude environnementale de l'opérateur fait l'objet d'une insertion dans la presse nationale et dans des journaux locaux, laquelle informe le public du lieu où il peut s'en procurer une copie. L'opérateur est également tenu d'en adresser un exemplaire aux parties prenantes dont le DECC lui communique la liste. Les commentaires sont reçus par le DECC , qui doit en tenir compte dans sa décision finale, pendant un délai de 28 jours en général.
C. OBLIGATIONS DES TITULAIRES DES TITRES OU AUTORISATIONS
Si l'opérateur n'est pas le titulaire de la licence de production ou ne fait pas partie du groupe d'entreprises la détenant, le choix de l'opérateur doit être approuvé par le DECC .
1. Obligations générales
• Programme de travail de la phase initiale
Le titulaire de la licence de production est tenu d'exécuter le programme qui correspond au travail minimal d'exploration auquel il s'est engagé dans son offre, avant la fin de la phase initiale. Celui-ci comprend :
- le forage d'un puits ;
- la quantité de données sismiques à acquérir ;
- et, éventuellement, d'autres travaux (études géotechniques, des relevés magnétiques...).
L'engagement de forer un puits peut être ferme, conditionnel 29 ( * ) ou « de forer ou laisser-tomber » (drill or drop) . Toutes les catégories de licences contiennent au moins ce dernier engagement.
S'agissant des licences de production « promotion », l'engagement « de forer ou laisser-tomber » prend en général fin au bout de 2 ans et non pas au terme de la phase initiale de 4 ans comme tel est le cas pour les autres licences. En règle générale, le DECC n'autorise la conservation du titre au-delà de ces 2 années que si le titulaire prend l'engagement ferme de forer un puits.
• Plan de développement du champ (field development plan) de la deuxième phase
Au cours de la deuxième phase de la licence de production, son titulaire doit soumettre au DECC un plan de développement du champ pour validation. Le ministère l'évalue en fonction du souci de :
- tirer le meilleur profit économique des réserves de pétrole britanniques ;
- et prendre en compte les enjeux environnementaux ainsi que les intérêts des autres utilisateurs de la mer.
• Autres obligations
Le titulaire de la licence doit effectuer des mesures (qualité, composition) du pétrole de la zone selon les méthodes en usage et approuvées par le DECC , répertorier les quantités de pétrole extraites et stockées, ainsi que les données relatives aux personnes qu'il approvisionne en pétrole.
Il conserve pendant 5 ans des échantillons étiquetés du sous-sol, des strates, du pétrole et de l'eau trouvés dans tous les puits de la zone ainsi que des dossiers constitués sur ces points dans les formes requises.
Il fournit également au DECC au premier anniversaire de la date d'attribution de la licence, puis tous les trois mois :
- un état du travail géologique, y compris les sondages et les tests, en mentionnant les zones, leurs auteurs et les résultats auxquels ils ont donné lieu ;
- les numéros des puits et leur situation en cas de travaux entamés dans la période précédente ou de changement de numéro ;
- un état de la profondeur du forage réalisé dans chaque puits ;
- un état du pétrole, de l'eau, des mines ou des veines de charbon ou d'autres minéraux exploitables rencontrés au cours de ces opérations ;
- et un état du pétrole extrait et conservé.
Deux mois avant la fin de chaque année calendaire, le titulaire de la licence adresse au DECC une déclaration annuelle sur les opérations menées pendant l'année et un plan à l'échelle requise de la situation des puits.
Le titulaire d'une licence de production est tenu de répondre aux questions du DECC sur toutes les activités qui sont liées directement ou indirectement à l'attribution de la licence.
Le DECC a le droit d'inspecter les dossiers du titulaire de la licence, de prendre des notes ainsi que des copies des documents et des cartes. Il dispose également d'un droit d'accès aux installations et aux équipements utilisés. En cas de manquement, il peut faire exécuter aux frais de l'auteur les travaux nécessaires à l'exécution de ses obligations.
• Restitution de surface
Le DECC encourage la restitution volontaire, totale ou partielle, de surface sur laquelle le titulaire de la licence ne travaille pas ou n'a pas l'intention de travailler sous réserve que :
- la surface rendue ait une découpe régulière afin d'intéresser d'autres entreprises, faute de quoi l'accord du DECC est requis ;
- la restitution ne constitue pas un moyen de s'affranchir de ses engagements, notamment des obligations du programme de travail.
En outre, la restitution d'une surface minimale à la fin de la phase initiale est quasiment imposée dans toutes les licences.
Pour la licence de production traditionnelle, la restitution obligatoire à la fin de la phase initiale est de 50 % de la surface octroyée.
S'agissant de la licence de promotion, cette restitution survient à la fin de la phase initiale. Elle concerne 50 % de la surface octroyée.
Pour la licence « frontière de 6 ans », une restitution spécifique obligatoire de 75 % au bout de 3 ans est prévue, assortie de la restitution obligatoire de 50 % de la surface restant à la fin de la phase initiale (soit 7/8 ème au total).
Enfin, dans le cas de la licence « frontière de 9 ans », on prévoit une restitution spécifique obligatoire de 75 % au bout de 6 ans, assortie d'une restitution obligatoire de 50 % de la surface restant à la fin de la phase initiale (soit 7/8 ème au total).
• Remise en état à la fin de la licence
Quand la licence est sur le point d'arriver à expiration, l'article 29 de la loi sur le pétrole prévoit que le DECC exige la présentation pour approbation, dans un délai spécifié, d'un programme de démantèlement (decommissioning programme) des installations offshore . Toutes considérations environnementales mises à part, l'opérateur adresse le projet de programme à toutes les parties prenantes concernées dont le DECC lui communique la liste. Il publie également un avis dans la presse nationale et dans la presse locale ainsi que sur Internet. Le DECC indique sur son site que le projet de programme fait l'objet d'une consultation. La décision finale du ministère prend en compte les résultats de celle-ci.
2. Obligations financières
Outre l'obligation de s'acquitter des impôts sur la production de pétrole, le titulaire d'une licence verse un loyer (rental) annuel dont le montant au km 2 augmente au fil des années.
L'annexe 1 du guide pratique relatif aux demandes de licences de production publié par le DECC en janvier 2012 indique le calcul de la redevance de surface applicable à chaque catégorie de licences de production. A titre d'exemple, on retiendra que pour la licence de production traditionnelle :
- pendant la phase initiale, à la date de début de la licence et chaque année à cette date anniversaire, le titulaire de la licence paye 150 £ (environ 185 €) par km 2 de surface octroyée ;
- à l'issue de la phase initiale, il verse par km 2 de surface octroyée :
- à la date du 1 er anniversaire, 300 £ (environ 369 €) ;
- à la date du 2 ème anniversaire, 1.200 £ (environ 1 477 €) ;
- à la date du 3 ème anniversaire, 2.100 £ (environ 2 585 €) ;
- à la date du 4 ème anniversaire, 3.000 £ (environ 3 693 €) ;
- à la date du 5 ème anniversaire, 3.900 £ (environ 4 800 €) ;
- à la date du 6 ème anniversaire, 4.800 £ (environ 5 908 €) ;
- à la date du 7 ème anniversaire, 5.700 £ (environ 7 016 €) ;
- à la date du 8 ème anniversaire, 6.600 £ (environ 8 124 €) ;
- et enfin, à la date du 9 ème anniversaire et chaque date anniversaire suivante, 7.500 £ (environ 9 232 €).
Le DECC peut décider, moyennant un préavis, d'indexer cette redevance sur l'indice du prix du pétrole brut acheté par les raffineries.
Le règlement de 2008 précité prévoit que cette redevance de surface est versée au DECC . Comme la loi pétrolière de 1998, il ne contient pas de dispositions relatives à la distribution des profits pétroliers.
Les royalties considérées par le Gouvernement comme un frein au développement de l'activité et aux investissements ont été supprimées à compter du 1 er janvier 2003.
EXPLORATION ET EXPLOITATION PÉTROLIÈRES EN MER
* 26 Des règlements analogues transposent la directive pour l'Écosse, le Pays de Galle et l'Irlande.
* 27 Le JNC , organisme public composé de représentants des organismes publics de protection de la nature anglais, gallois, écossais et nord-irlandais ainsi que de représentants indépendants désignés par le DECC sous une présidence indépendante, conseille le gouvernement britannique en matière de protection de la nature, notamment sur les effets de tous les projets offshore .
* 28 En application du règlement de 1999 sur la production du pétrole offshore et les pipe-lines (évaluation des effets environnementaux) amendé en 2007.
* 29 Sous réserve que le DECC reconnaisse que la condition qui délivre le débiteur de l'obligation de son exécution est réalisée.