BRÉSIL
L'article 20 de la constitution de la République fédérale du Brésil de 1988 réserve à celle-ci la propriété des ressources naturelles du plateau continental et de la ZEE .
Le régime général des activités pétrolières résulte de la loi n° 9.478 du 6 août 1997 sur la politique énergétique nationale et les autres activités liées au monopole sur le pétrole modifiée qui précise que la Fédération exerce un monopole sur l'exploration et l'exploitation des ressources pétrolières qui peuvent cependant faire l'objet de concessions.
S'y ajoutent également, sans que cet inventaire soit exhaustif, les dispositions relatives à l'environnement qui résultent de la loi n° 6.938 du 31 août 1981, sur la politique nationale de l'environnement.
Le Brésil a fait d'importantes découvertes de champs pétrolifères en haute mer, dans la zone dite du « Pré-Sal », face à Rio de Janeiro et São Paulo 12 ( * ) . Ces champs sont situés jusqu'à 340 kilomètres de la côte (300 kilomètres précisément pour le puits de Tupi, l'un des premiers en service). Les hydrocarbures se trouvent sous une profondeur d'eau de 2 200 mètres, protégés par une couche de sel dont l'épaisseur peut atteindre 2 200 mètres, entre 3 et 5 kilomètres du fond.
L'existence de ces champs pétrolifères et la perspective d'autres découvertes ont conduit à l'adoption de la loi n° 12.351 du 22 décembre 2010, sur l'exploration et la production de pétrole, de gaz naturel et d'autres hydrocarbures fluides, sous le régime du partage de production, dans les zones du Pré-Sal.
Le Pré-Sal est donc soumis au régime du contrat de partage de production 13 ( * ) tandis que le reste du territoire brésilien relève du régime de la concession.
I. EXPLORATION - RECHERCHE
L'ordonnancement des diverses lois brésiliennes précitées ne distinguant pas spécifiquement la phase d'exploration, les dispositions qui la concernent sont présentées avec celles relatives à l'exploitation dans le « B » de ce chapitre. En effet, les contrats de concession comme ceux de partage de la production comprennent les phases d'exploration et de production.
II. EXPLOITATION - PRODUCTION
A. AUTORITÉ(S) CHARGÉE(S) DE DÉLIVRER LES TITRES OU AUTORISATIONS
Outre le ministère des Mines et de l'énergie, deux instances fédérales s'intéressent plus spécialement aux questions pétrolières : le Conseil national de la politique énergétique qui détermine les objectifs de la politique énergétique du pays et l'Agence nationale du pétrole qui dispose de compétences techniques pour leur mise en oeuvre.
Présidé par le ministre chargé de l'Energie, le Conseil national de la politique énergétique (CNP) est placé auprès du président de la République auquel il propose les orientations de la politique énergétique nationale. Il propose également le rythme de signature des contrats relatifs aux « blocs » soumis au régime du partage de production (voir infra ), compte tenu de la politique énergétique et du développement de la capacité de l'industrie nationale à fournir des biens et services. Il détermine en particulier :
- les « blocs » qui feront l'objet d'un contrat de concession à Petrobras ;
- les « blocs » qui feront l'objet d'enchères pour être soumis au régime du partage de production ;
- les paramètres techniques et financiers du contrat de partage de production ;
- la délimitation des zones concernées par ce régime ;
- et la politique de commercialisation du pétrole remis à la Fédération en vertu des contrats de partage de la production.
Il propose également au président de la République la délimitation des « zones stratégiques » où ce type de contrat pourra être utilisé.
L' Agence nationale du pétrole , du gaz naturel et des biocarburants (ANP) est une autorité administrative fédérale indépendante notamment chargée de la régulation, de la conclusion des contrats et du contrôle du secteur pétrolier en vertu de la loi n° 9.478.
Elle gère l'ensemble des données relatives aux bassins sédimentaires brésiliens. L'opérateur pétrolier Petrobras est tenu de lui communiquer les informations dont il dispose en la matière. Il perçoit une rémunération à ce titre.
Elle prépare les procédures d' appel d'offres (licitações) pour l'exploration, le développement et la production de pétrole, et conclut les contrats dont elle contrôle l'exécution.
Tous les droits d'exploration et d'exploitation du pétrole que la loi attribue à la Fédération 14 ( * ) sont confiés à l'ANP, qu'ils concernent le territoire, la mer territoriale, le plateau continental ou la zone économique exclusive.
En matière de contrats de partage de la production , l'Agence est plus spécialement chargée de :
- promouvoir des études techniques pour aider le ministère des Mines et de l'énergie dans la délimitation des « blocs » qui seront l'objet d'un tel partage ;
- élaborer et soumettre au ministre des Mines et de l'énergie les projets de contrat de partage de la production, ainsi que les projets de mise en concurrence ;
- organiser les opérations de mise en concurrence sous forme d'enchères ;
- faire utiliser les meilleures pratiques dans l'industrie pétrolière ;
- analyser et approuver les plans d'exploration, d'évaluation et de développement de la production ainsi que les programmes annuels d'exploitation relatifs à ces contrats ;
- enfin, exercer la régulation et le contrôle des activités mises en oeuvre sous le régime du contrat de partage de la production.
Le ministère des Mines et de l'énergie est quant à lui chargé de :
- planifier la politique d'approvisionnement en pétrole ;
- proposer au CNP, après avis de l'ANP, la détermination des « blocs » destinés à faire l'objet d'une concession ou d'un contrat de partage de production ;
- et soumettre au CNP les paramètres techniques et économiques des contrats de partage de la production.
B. PROCÉDURE D'ATTRIBUTION DES TITRES OU AUTORISATIONS
La loi n° 9.478 du 6 août 1997 modifiée prévoit deux modalités de mise en oeuvre de l'exploration et de l'exploitation : le contrat de concession d'une part, applicable dans tout le pays hormis au Pré-Sal, et le contrat de partage de production , applicable dans la seule zone du Pré-Sal, d'autre part.
Le contrat de concession était jusqu'en 2010 le mode de dévolution des gisements pétroliers sur l'ensemble du territoire brésilien
En 2010, une loi spécifique destinée à favoriser les investissements dans la zone du Pré-Sal a ouvert la possibilité de conclure dans cette seule zone 15 ( * ) des contrats de « partage de production » (partilha de produção) .
1. Dispositions générales
a) Régime de la concession
En vertu de l'article 24 de la loi n° 9.478 du 6 août 1997, le contrat de concession comporte deux phases : l'exploration, y compris l'évaluation des découvertes, et l'exploitation, y compris le développement des gisements.
Chaque concession est relative à un « bloc » (bloco) déterminé.
Les plans de développement de la production sont soumis à l'approbation de l'ANP qui émet sa décision à leur sujet dans les 180 jours de leur transmission, délai au terme duquel ils sont présumés approuvés.
Le pétrole qui y est extrait appartient au concessionnaire.
La loi ne fixe pas de délai applicable aux concessions. Celles-ci se terminent du fait de l'arrivée du terme prévu au contrat ou d'un accord entre les parties ou encore pour les motifs contractuels de résiliation.
• Mise en concurrence
La concession est attribuée après mise en concurrence.
L'avis de mise en concurrence, accompagné d'un projet de contrat, précise :
- les « blocs » objets de la concession, les investissements et programmes d'exploration minimum ainsi que le délai fixé par l'ANP pour la phase d'exploration compte tenu des informations disponibles, des caractéristiques et de la localisation des « blocs » ;
- les éléments requis des candidats, le cas échéant pour une pré-qualification ;
- les participations minimales qui devront être versées par le concessionnaire aux collectivités publiques ;
- la liste des documents exigés et l'indication des critères utilisés pour l'évaluation des capacités techniques et financières et de la situation juridique des candidats, ainsi que pour le jugement technique et économico-financier de l'offre ;
- le fait que le concessionnaire devra verser les indemnisations nécessaires au titre de l'expropriation et de l'institution d'éventuelles servitudes nécessaires pour l'application du contrat ;
- enfin le délai nécessaire et le coût de la communication aux candidats d'autres informations.
• Jugement des offres
Le jugement des offres détermine la proposition la plus avantageuse sur la base de critères objectifs qui figurent dans l'avis d'appel d'offres, en respectant les principes de légalité, d'absence de parti pris (impessoalidade) , de moralité, publicité et égalité entre les concurrents. Il prend, en outre, en compte le programme général des travaux, les propositions pour les activités d'exploration, les délais et volumes minimaux d'investissement et les prévisions physico-financières.
• Contenu du contrat de concession
Le contrat de concession prévoit, d'une part, une phase d'exploration, et, d'autre part, une phase de production. Le contrat de concession précise :
- la situation des « blocs » objet de la concession ;
- la durée de la phase d'exploration et les conditions de sa prorogation ;
- le programme de travail et le volume des investissements prévus ;
- les obligations du concessionnaire relatives au montant des participations ;
- les garanties fournies par le concessionnaire au titre de la réalisation du contrat, y compris les investissements proportionnés à chaque phase ;
- les règles relatives à la restitution et à la remise en état des zones, y compris le retrait des équipements et des installations et le reversement des biens ;
- les procédures relatives à la conduite et au contrôle des activités d'exploration, de développement, de production et à l'audit de l'exécution du contrat ;
- l'obligation pour le concessionnaire de fournir à l'ANP les rapports, données et informations relatifs aux activités mises en oeuvre ;
- les procédures relatives au transfert du contrat ;
- les cas de résiliation et d'extinction du contrat ;
- et les pénalités applicables en cas de non accomplissement de ses obligations contractuelles par le concessionnaire.
Les conditions de l'allongement du délai d'exploration sont fixées par l'ANP de façon à assurer la restitution d'une partie du bloc en fonction de l'appréciation de cette agence, et l'accroissement de la valeur de la redevance d'occupation de la zone.
Le contrat mentionne, en outre, que le concessionnaire est tenu de :
- prendre les mesures nécessaires pour la conservation des réservoirs et des autres ressources naturelles ainsi que pour assurer la sécurité des personnes, des équipements et la protection de l'environnement ;
- communiquer sans délai à l'ANP la découverte de tout gisement pétrolier ;
- faire une estimation de la découverte selon le schéma qui résulte du programme soumis à l'ANP en produisant un rapport commercial et en déclarant son intérêt pour le développement du champ ;
- soumettre à l'ANP le plan de développement du champ déclaré commercial, y compris le calendrier et l'estimation de l'investissement ;
- assumer la responsabilité civile des actes de ses préposés et indemniser quiconque au titre des dommages résultant de l'exploration, du développement et de la production, ainsi que la Fédération et l'ANP pour les frais qu'ils engageraient du fait des demandes de tiers motivées par des actes relevant de la responsabilité du concessionnaire ;
- et recourir aux meilleures pratiques de l'industrie pétrolière internationale, aux normes et aux procédés techniques et scientifiques appropriés, y compris les techniques de récupération, en surveillant et en rationnalisant la production et le contrôle de la diminution des réserves.
b) Régime du partage de production
Le régime du partage de production est fixé par la loi n° 12.351 du 22 décembre 2010. Il correspond à un dispositif « d'exploration et d'exploitation du pétrole [...] dans lequel le cocontractant exerce, pour son compte et à ses risques, les activités d'exploration, d'évaluation, de développement et d'exploitation et, en cas de découverte commerciale, acquiert un droit de propriété sur une fraction de la production correspondant à la couverture des charges qui ont grevé l'exploitation 16 ( * ) (custo em petróleo) , sur le volume de production correspondant aux royalties dues, et sur l'excédent en pétrole, dans les proportions, conditions et délais établis au contrat. »
Ce régime est applicable dans la région du Pré-Sal 17 ( * ) , zone dont les coordonnées géographiques sont déterminées en annexe à la loi n° 12.351.
En vertu de la loi, Petrobas sera (lorsque des contrats auront été conclus 18 ( * ) ) opérateur de tous les « blocs » placés sous le régime du partage de production et détiendra une participation minimum dans un consortium qu'il constituera avec un opérateur et l'entreprise publique brésilienne d'administration du pétrole et du gaz (voir infra ).
Tous les coûts et investissements nécessaires pour la mise en oeuvre du contrat de partage de la production seront supportés par le cocontractant. La Fédération pourra toutefois participer aux investissements en n'assumant cependant pas d'autres risques que ceux correspondant à ces investissements.
Avant de conclure un contrat, le ministère des Mines et de l'énergie pourra, directement ou au moyen de l'ANP, favoriser l'évaluation du potentiel des zones du Pré-Sal et des zones stratégiques par l'intermédiaire d'études exploratoires confiées à Petrobras.
La Fédération conclura des contrats de partage de la production :
- soit directement avec Petrobras, sans mise en concurrence, sur proposition du CNP et pour des motifs d'intérêt national ;
- soit après une mise en concurrence prenant la forme d'enchères auxquelles pourra également participer Petrobras, les contrats qui en résulteront étant gérés par une entreprise publique dédiée : l'entreprise brésilienne d'administration du pétrole et du gaz naturel (Pré-Sal Petróleo S. A., PPSA) qui n'a cependant pas encore vu le jour bien que la loi n° 12.304 du 2 août 2010 ait autorisé le Gouvernement à la constituer.
• Mise en concurrence et enchères
Le contrat de partage de la production sera conclu après publication d'un avis de mise en concurrence, accompagné d'un projet de contrat qui précisera :
- le « bloc » objet du contrat ;
- les critères de jugement des offres ;
- le pourcentage minimum de l'« excédent en pétrole de la Fédération » (excedente em óleo da União) entendu comme la partie de la production de pétrole destinée à être répartie entre la Fédération et le cocontractant, selon des critères définis au contrat, résultant de la différence entre le volume total de production et les coûts qui ont grevé l'exploitation (custo em petróleo) , aux royalties ;
- la formation éventuelle d'un consortium et la participation minimale de Petrobras dans celui-ci ;
- les limites, délais, critères et conditions pour le calcul et l'appropriation (apropriação) de la fraction de la production allouée à la couverture des coûts qui ont grevé l'exploitation (custo em óleo) et du volume de production correspondant aux royalties dues ;
- les critères pour la définition de l'« excédent en pétrole du contractant » (excedente em óleo do contratado) ;
- le programme exploratoire minimum et les investissements estimés correspondants ;
- le contenu local minimum (rapport entre la valeur des biens produits et des services mis en oeuvre dans le pays pour l'exécution du contrat et la valeur totale des biens utilisés et des services mis en oeuvre) du contrat de partage de la production ;
- la valeur de la prime versée à la signature (bonus de assinatura) et celle de la part destinée à l'entreprise publique (PPSA) chargée de gérer les contrats ;
- les règles et les phases de la mise en concurrence ;
- les règles applicables à la participation conjointe des entreprises à la mise en concurrence ;
- la liste des documents exigés et les critères d'habilitation technique, juridique, économico-financière et fiscale des candidats ;
- la garantie devant être présentée par le candidat souhaitant être admis à concourir ;
- le lieu, l'heure et les modalités de fourniture aux candidats des données, études et autres éléments nécessaires pour l'élaboration des propositions ainsi que le coût d'acquisition de ceux-ci ;
- et le lieu et l'heure de remise des offres.
Si la participation conjointe de plusieurs entreprises est autorisée, l'avis de mise en concurrence précise les pièces spécifiques qui devront être fournies par les candidats.
• Jugement des offres
Le jugement des offres permettra d'identifier les propositions les plus avantageuses en fonction du critère d'offre d'un plus grand excédent de pétrole en faveur de la Fédération, sous réserve du respect du minimum fixé par le Conseil national de la politique énergétique.
• Constitution d'un consortium
Dans tous les cas de figure, Petrobras participera aux opérations menées sur les champs pétroliers brésiliens. En effet, le candidat retenu au terme de la mise en concurrence devra constituer un consortium avec Petrobras 19 ( * ) et avec l'entreprise publique chargée de la gestion des contrats de partage de la production qui représentera les intérêts de la Fédération, étant observé que :
- la participation de Petrobras impliquera son adhésion aux règles relatives à la mise en concurrence et au contenu de la proposition retenue ;
- les droits et obligations patrimoniaux de Petrobras et de ses cocontractants seront proportionnels à leur participation dans le consortium ;
- le contrat de constitution du consortium désignera Petrobras en tant que responsable de l'exécution du contrat, sans préjudice de la responsabilité solidaire des cocontractants.
Le consortium sera dirigé par un comité opérationnel composé des représentants de l'entreprise publique PPSA, chargée de la gestion des contrats et de ceux des cocontractants.
Il lui reviendra de :
- définir le plan d'exploration qui sera soumis à l'examen puis à l'approbation de l'ANP ;
- définir le plan d'évaluation de la découverte du gisement de pétrole également soumis à l'examen puis à l'approbation de l'ANP ;
- déclarer la possibilité de commercialiser chaque gisement découvert et définir les plans de développement et de production soumis à l'examen puis à l'approbation de l'ANP ;
- définir les programmes de travail et de production annuels soumis à l'examen puis à l'approbation de l'ANP ;
- analyser et approuver les budgets liés aux activités d'exploration, d'évaluation, de développement et de production prévues au contrat ;
- superviser les opérations et approuver la comptabilité des coûts engagés ;
- et définir les termes de l'accord d'individualisation de la production devant être signé avec le titulaire de la zone adjacente.
• Contenu du contrat de partage de la production
Le contrat de partage de la production fera référence -comme celui de concession- à deux phases :
- l'exploration, y compris les activités d'évaluation de découverte de pétrole pour la détermination de la possibilité de le commercialiser ;
- et la production, y compris les activités de développement.
Il mentionnera :
- le « bloc » auquel il s'applique ;
- l'obligation faite au cocontractant d'assurer tous les risques résultant des activités d'exploration, évaluation, développement et production ;
- les garanties que doit fournir le cocontractant ;
- le droit du cocontractant à recevoir la propriété de la fraction de la production allouée à la couverture des coûts qu'il a supportés (custo em óleo) , dans le seul cas de découverte commerciale ;
- les limites, délais, critères et conditions pour le calcul et l'exercice du droit de propriété de la fraction de la production allouée à la couverture des coûts subis par le cocontractant et du volume de production correspondant aux royalties dues ;
- les critères de calcul de la valeur du pétrole en fonction des prix de marché, des caractéristiques du produit et de la localisation du champ pétrolifère ;
- les règles et les délais applicables à la répartition de l'excédent en pétrole, pouvant inclure des critères liés à l'efficacité économique, à la rentabilité, au volume de production et à la variation du prix du pétrole observé et le pourcentage minimum de l'excédent en pétrole de la Fédération ;
- les attributions, la composition, le fonctionnement et les modalités de décision et de résolution des différends au sein du comité opérationnel ;
- les règles de comptabilisation et de procédure pour l'accompagnement et le contrôle des activités d'exploration, d'évaluation, de développement et de production ;
- les règles applicables à la réalisation des activités pour le compte et aux risques du cocontractant qui n'impliqueront aucune obligation pour la Fédération ni aucune comptabilisation dans le « coût en pétrole » ;
- la durée de la phase d'exploration et les conditions de sa prorogation ;
- le programme d'exploration minimum et les conditions de sa révision ;
- les critères de formulation et de révision des plans d'exploration et de développement de production, ainsi que les programmes de travail, en incluant les points de mesure et de partage du pétrole ;
- l'obligation faite au cocontractant de fournir à l'ANP et à l'entreprise publique chargée de la gestion du contrat, PPSA, les données et informations relatives à l'exécution de celui-ci ;
- les critères de retour et de démantèlement des zones par le cocontractant, y compris pour le retrait des équipements et installations et pour la rétrocession des biens ;
- les pénalités applicables en cas de non application des obligations contractuelles ;
- les procédures liées à la cessation des droits et obligations relatifs au contrat ;
- les règles de solution des différends, y compris la conciliation ou l'arbitrage ;
- le terme du contrat qui ne pourra pas excéder les 35 ans ;
- la valeur et la forme du paiement de la prime versée à la signature ;
- l'obligation de présenter un inventaire périodique sur les émissions de gaz à effet de serre, lequel sera publié et communiqué au Parlement ;
- la présentation d'un plan d'urgence relatif aux accidents dus à une fuite de pétrole ;
- et l'obligation de réaliser un audit environnemental de tout le processus opérationnel d'extraction et de distribution de pétrole.
2. Dispositions environnementales
L' article 225 de la constitution fédérale du Brésil institue le droit à un environnement écologiquement équilibré, bien d'usage commun du peuple et essentiel à la saine qualité de vie, que les pouvoirs publics ont le devoir de défendre et de préserver pour les générations présentes et futures.
La loi n° 6.938 du 31 août 1981 prévoit que toute les activités « effectivement ou potentiellement » polluantes sont soumises à autorisation (licenciamento) environnementale.
Le décret n° 99.274 du 6 juin 1990 pris pour son application et l'arrêté n° 422 du 26 octobre 2011 précisent le régime applicable en la matière.
La réalisation d'une étude sismique nécessite l'attribution d'une autorisation spécifique, valable 5 ans, qui suppose la réalisation d'études environnementales
La construction, l'installation, l'extension et le fonctionnement des établissements dont les activités utilisent des ressources environnementales et qui sont effectivement ou potentiellement polluantes sont soumis à une procédure d'autorisation environnementale. Celle-ci repose sur la réalisation d'une étude d'impact, d'une part et, d'autre part, sur l'obtention des autorisations :
- « préalable », valable au plus 5 ans, délivrée dans la phase préliminaire de planification de l'activité, laquelle indique les obligations de base devant être respectées pour la localisation et l'installation ;
- « d'installation », valable au plus 6 ans, qui permet le début de l'implantation ;
- et « opérationnelle », valable au plus 10 ans, qui rend possible, après les vérifications nécessaires, le début de l'activité et le fonctionnement des équipements de contrôle de la pollution 20 ( * ) .
L'arrêté interministériel n° 198 du 5 avril 2012 sur l'évaluation environnementale dans les zones sédimentaires prévoit, quant à lui, une « évaluation environnementale des zones sédimentaires » (Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentar, AAAS) , que réaliseront ensemble les ministères des Mines et de l'énergie, d'une part, et de l'Environnement, d'autre part.
Il précise les conditions de la réalisation de cette évaluation lors de la procédure d'attribution des blocs d'exploration de pétrole et de gaz situés dans des bassins sédimentaires, maritimes ou terrestres. Cette évaluation a pour objet de permettre le développement durable et la planification stratégique des activités d'exploration et de production de pétrole. Elle tend aussi à :
- déterminer l'intérêt des espaces régionaux en termes d'exploration et de production ;
- intégrer l'évaluation environnementale dans les processus de décision pour l'attribution de « blocs » d'exploration ;
- promouvoir l'efficacité et la sécurité juridique ;
- et rendre possible une plus grande rationalité entre développement des études environnementales et production pétrolière.
Elle repose sur une « étude environnementale de la zone sédimentaire » (EAAS) qui prend en compte les ressources pétrolières et les conditions et caractéristiques socio-environnementales en fonction des impacts et des risques environnementaux associés aux activités pétrolières. La version initiale de cette étude est soumise à consultation publique. Elle est suivie d'une version « consolidée » qui inclut les contributions reçues dans le cadre de cette consultation.
L'étude a pour but de :
- proposer la classification de la zone sédimentaire en fonction de la possibilité d'y attribuer un « bloc » d'exploration (possible, impossible, nécessité d'un moratoire...) ;
- établir un diagnostic environnemental régional, en prenant en compte les milieux physiques, biologiques et socio-économiques ;
- élaborer une base hydrodynamique de référence destinée à être utilisée par les entrepreneurs et mise à jour pour une modélisation numérique utilisant des données historiques et prenant en compte, en tant que de besoin, la modélisation de la dispersion du pétrole et des polluants dans la région ;
- et proposer des mesures d'adaptation, des normes technologiques ainsi que des études et modes de suivi pour l'ensemble de la zone sédimentaire.
Pour chaque évaluation (AAAS) est créé un comité technique d'accompagnement chargé d'établir le projet d'EAAS, d'organiser la consultation publique et d'établir un rapport final. Celui-ci est soumis à une commission interministérielle composée de représentants des deux ministères qui décide du classement des zones sédimentaires, détermine des recommandations pour les zones déclarées « aptes » que devront suivre les industriels et fixe le délai de révision de l'étude. Sa décision, approuvée par le ministre des Mines et de l'énergie et celui chargé de l'Environnement, est publiée à l'équivalent du Journal officiel .
La consultation publique, qui recourt en priorité à Internet, dure au moins 30 jours pour le rapport initial et 90 jours pour l'EAAS. Elle comprend aussi au moins une réunion publique consacrée à l'EAAS dans la zone en question, laquelle est précédée de mesures de publicité et d'une convocation publiée au moins 30 jours avant son déroulement.
L'évaluation et les recommandations qui y sont associées en ce qui concerne la zone doivent contribuer à la planification de l'attribution des « blocs » d'exploration de pétrole. Les blocs qui sont octroyés dans une zone considérée comme « apte » ne peuvent voir leur classification modifiée avant le terme du délai pendant lequel le « bloc » est attribué.
Les éléments réunis dans le cadre de la réalisation de l'AAAS peuvent être réutilisés dans le cadre de la procédure générale d'« autorisation environnementale » décrite supra .
C. OBLIGATIONS DES TITULAIRES DE TITRES
1. Obligations générales
a) Obligations du concessionnaire
Le concessionnaire est tenu :
- d'explorer, pour son compte et en en assumant le risque en cas de découverte, d'exploiter le gisement en soumettant à l'ANP pour autorisation les plans et projets de développement et de production ;
- de payer des impôts et participations légales ou contractuelles ;
- et de rendre, au terme de la concession et sans pouvoir prétendre à une indemnisation, les biens qui deviennent la propriété de la Fédération et sont gérés par l'ANP.
Il peut transférer la concession à un tiers sous réserve que celui-ci réponde aux exigences techniques, économiques et juridiques fixées par l'ANP dont il doit obtenir l'autorisation préalable.
b) Obligations du
titulaire d'un contrat de partage
de la production
Ces obligations sont indiquées supra dans le développement relatif au contenu du contrat.
2. Obligations financières
a) Obligations du concessionnaire
Le concessionnaire est tenu de verser :
- une prime à la signature, payée lors de la conclusion du contrat ;
- des royalties mensuellement en monnaie nationale à compter de la mise en production de chaque champ au taux de 10 % de celle-ci, ce taux pouvant être réduit en-deçà de 10 %, sans être inférieur à 5 %, compte tenu des risques géologiques et des perspectives de production ;
- une participation spéciale ;
- une redevance pour occupation ou détention de la zone, calculée en raison des kilomètres carrés ou fraction de la superficie d'un « bloc », dont le montant sera augmenté en cas de prorogation du délai d'exploration ;
- et une participation spéciale applicable en cas de grand volume de production ou de grande rentabilité.
L' article 20 de la constitution fédérale du Brésil dispose que les États fédérés , les communes et les organes de l'administration fédérale bénéficient, dans les termes prévus par la loi, d'une participation au résultat de l'exploration pétrolière sur leur territoire, sur le plateau continental, dans la mer territoriale et dans la ZEE.
La fraction de la valeur des royalties correspondant au pétrole extrait qui excède 5 % de la production est distribuée à raison de :
- 22,5 % aux États fédérés producteurs riverains ;
- 22,5 % aux communes (municipios) productrices riveraines ;
- 15 % au ministère fédéral de la Marine, au titre des missions de contrôle des zones de production,
- 7,5 % aux communes concernées par des opérations d'embarquement et de débarquement du pétrole ;
- 7,5 % pour la constitution d'un fonds spécial destiné à être réparti entre tous les États, territoires (territorios) et communes ;
- et 25 % au ministère de la Science et de la technologie pour financer des programmes de soutien à la recherche scientifique et au développement technologique appliqué à l'industrie du pétrole, du gaz naturel et des biocarburants et à l'industrie pétrochimique de première et de seconde génération, ou à la prévention et à la réparation des dommages causés à l'environnement par ces industries (une fraction de ces sommes sera affectée au développement des régions du Norte et du Nordeste).
Dans les zones du Pré-Sal attribuées sous le régime de la concession, la fraction des royalties qui relève de l'administration directe de la Fédération est destinée à alimenter un fonds destiné à financer le développement social et régional sous la forme de programmes contre la pauvreté, pour le développement de l'éducation, de la culture, du sport, de la santé publique, de la science et de la technologie, de l'environnement et de la limitation du changement climatique et de l'adaptation à ses effets.
La participation spéciale applicable en cas de grand volume de production ou de grande rentabilité est répartie à raison de :
- 40 % au ministère des Mines et de l'énergie ;
- 10 % au ministère de l'Environnement ;
- 40 % à l'État fédéré riverain de la plateforme continentale d'où est extrait le pétrole ;
- et 10 % aux communes riveraines de la même plateforme.
La part de cette participation spéciale destinée à l'administration fédérale est, dans la zone du Pré-Sal, versée au fonds destiné à financer le développement social et régional précité.
b) Obligations du
titulaire d'un contrat de partage
de la production
Le cocontractant versera à la Fédération au titre de l'exploitation d'un gisement du Pré-Sal :
- des royalties, qui correspondent à la compensation financière pour l'exploitation pétrolière ;
- et une prime versée à la signature.
Une partie de ces sommes sera reversée à un fonds social destiné à développer, dans les zones de lutte contre la pauvreté, l'éducation, le sport, la santé publique, la science et la technologie, l'environnement et l'adaptation au changement climatique.
L'article 44 de la loi 12 351 prévoit explicitement que l'article 50 de la loi 9 478 sur la participation spéciale de la Fédération en cas de grand volume de production ou de grande rentabilité ne s'applique pas aux contrats de partage de production.
EXPLORATION ET EXPLOITATION PÉTROLIÈRES EN MER
* 12 Elle s'étend sur 148 000 kilomètres carrés au large des États d'Espírito Santo, Rio de Janeiro ; São Paulo, Paraná et Santa Catarina, entre la latitude des villes de Vitoria au Nord et de Florianopolis au Sud. 41 772 kilomètres carrés (28 %) ont d'ores et déjà fait l'objet d'une attribution, dont 35 739 (24 %) à Petrobras, la société publique brésilienne.
* 13 Aucun appel d'offres relatif à un tel contrat n'a été lancé, pour le moment.
* 14 La législation brésilienne utilise le terme d'União (Union) pour désigner la fédération des États qui composent la République fédérative du Brésil qui réunit 26 États et un district fédéral.
* 15 Ainsi que dans les « zones stratégiques » créées par le président de la République.
* 16 La fraction de la production allouée à la couverture des coûts supportés par le cocontractant qui exploite le gisement ou « coût en pétrole » (custo em óleo / oil cost) est la partie de la production de pétrole [...] exigible uniquement en cas de découverte commerciale, correspondant aux coûts et aux investissements réalisés par le cocontractant dans l'exécution des activités d'exploration, d'évaluation, de développement, de production et de démantèlement des installations, fraction qui fait l'objet de limites, délais et conditions établis au contrat.
* 17 Et dans les zones stratégiques que peut définir le président de la République.
* 18 Aucune procédure d'appel d'offres n'a, pour le moment, été lancée.
* 19 Si le contrat est conclu directement avec Petrobras, sans mise en concurrence, c'est cette entreprise qui constitue un consortium avec PPSA.
* 20 Selon une étude économique de l'OCDE, d'octobre 2011 consacrée au Brésil, « en dépit d'une certaine amélioration ces derniers temps, la délivrance des autorisations environnementales reste une source considérable de retard des investissements, surtout dans le secteur de l'énergie, étant donné la fréquence des conflits sur les projets d'infrastructures. Le Brésil est l'un des très rares pays à mettre en oeuvre un processus d'autorisation en trois étapes (autorisation préliminaire, autorisation d'installation et autorisation d'exploitation) avec des procédures distinctes et la possibilité pour les parties tierces de déclencher un litige à chaque étape. Cette approche a engendré de l'incertitude, des retards importants et des coûts de transaction élevés » (p. 20).