OURNAL OFFICIEL DE LA REPUBLIQUE ALGERIENNE N° ° 11
L O I S
Loi n° ° 13-01 du 19 Rabie Ethani 1434 correspondant
au 20 février 2013 modifiant et complétant la loi
n° ° 05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426
correspondant au 28 avril 2005 relative aux
hydrocarbures.
————
Le Président de la République,
Vu la Constitution, notamment ses articles 12, 17, 18,
122 et 126 ;
Vu la loi n° 90-30 du 1er décembre 1990, modifiée et
complétée, portant loi domaniale ;
Vu la loi n° 01-11 du 11 Rabie Ethani 1422
correspondant au 3 juillet 2001 relative à la pêche et
l'aquaculture ;
Vu la loi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426
correspondant au 28 avril 2005, modifiée et complétée,
relative aux hydrocarbures ;
Vu la loi n° 05-12 du 28 Joumada Ethania 1416
correspondant au 4 août 2005, modifiée et complétée,
relative à l'eau ;
Vu la loi n° 08-09 du 18 Safar 1429 correspondant au
25 février 2008 portant code de procédure civile et
administrative ;
Vu la loi n° 11-10 du 20 Rajab 1432 correspondant au
22 juin 2011 relative à la commune ;
Vu la loi n° 12-07 du 28 Rabie Aouel 1433
correspondant au 21 février 2012 relative à la wilaya ;
Après avis du Conseil d'Etat ;
Après adoption par le Parlement ;
Promulgue la loi dont la teneur suit :
Article 1er. — La présente loi a pour objet de modifier
et de compléter certaines dispositions de la loi n° 05-07 du
19 Rabie El Aouel 1426 correspondant au 28 avril 2005,
modifiée et complétée, relative aux hydrocarbures.
Art. 2. — Les articles 5, 7, 9, 10, 12, 13, 14, 17, 18, 19,
20, 21, 22, 24, 25, 26, 29, 31, 32, 33, 34, 35, 37, 38, 43,
45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 58, 59, 60, 63,
68, 69, 71, 72, 73, 75, 77, 78, 82, 83, 84, 85, 87, 89, 90,
91, 101 et 109 de la loi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouel
1426 correspondant au 28 avril 2005, susvisée, sont
modifiés et complétés comme suit :
« Art. 5. — Au sens de la présente loi, on entend par :
............................(sans changement jusqu'à)...................
Baril équivalent pétrole (b.e.p) : Volume
d'hydrocarbures liquides ou gazeux ayant une teneur
énergétique de 5,90 Giga Joules égale à celle d'un baril de
pétrole brut.
........................(sans changement jusqu'à)...................
Collectes, dessertes et conduites d'évacuation :
Collectes : Réseaux de conduites enterrées ou aériennes
de différents diamètres permettant de relier :
— soit la tête de puits producteurs au centre de
traitement des hydrocarbures gazeux ou au centre de
séparation,
— soit les centres de traitement aux installations de
réinjection,
— soit les centres de séparation aux centres principaux
de collecte.
Dessertes : Réseaux de conduites enterrées ou
aériennes de différents diamètres permettant de relier les
installations d'injection aux têtes de puits injecteurs.
Conduites d'évacuation : Conduites enterrées ou
aériennes de différents diamètres permettant de relier :
— soit les centres de traitement aux systèmes de
transport par canalisation,
— soit les centres principaux de collecte aux systèmes
de transport par canalisation,
— soit un centre de traitement ou de séparation situé sur
un périmètre d'exploitation à un centre de réinjection situé
sur un autre périmètre d'exploitation,
— soit les centres de stockage sur champ aux systèmes
de transport par canalisation.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Concessionnaire : L'entreprise nationale
SONATRACH-SPA ou une de ses filiales qui bénéficie, à
ses risques, frais et périls, de concession de transport par
canalisation.
Est également concessionnaire toute personne
bénéficiant, à ses risques, frais et périls, de concession de
canalisations internationales.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Gaz non associés : Tous les hydrocarbures gazeux,
qu'ils soient humides ou secs, qui :
— sont produits à la tête du puits et qui contiennent plus
de cent (100) mille pieds cubes, équivalant à 2836,82
mètres cubes de gaz pour chaque baril de pétrole brut ou
de liquide de gaz naturel produit par un réservoir situé
dans le sous-sol.
— sont produits d'un réservoir qualifié comme ne
contenant que du gaz même si celui-ci se trouve dans un
forage de puits par lequel du pétrole brut est aussi produit
par l'intérieur d'une autre colonne de casing ou de tubing .
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............................(sans changement jusqu'à)...................
Gisement : Aire géographique dont le sous-sol
renferme des hydrocarbures qui se trouvent dans un ou
plusieurs réservoirs .
............................(sans changement jusqu'à)...................
Hydrocarbures liquides : Le pétrole brut, les liquides
de gaz naturel et les gaz de pétrole liquéfiés.
Hydrocarbures non conventionnels : Les
hydrocarbures existants et produits à partir d'un réservoir
ou d'une formation géologique se présentant au moins
sous l'une des caractéristiques ou conditions suivantes :
— réservoirs compacts dont les perméabilités
matricielles moyennes sont égales ou inférieures à 0,1
milli-darcy et/ou qui ne peuvent être produits qu'à partir
de puits horizontaux et fracturation étagée ;
— formations géologiques argileuses et/ou schisteuses
imperméables ou à très faible perméabilité qui ne peuvent
être produits qu'à partir de puits horizontaux et
fracturation étagée ;
— formations géologiques contenant des hydrocarbures
présentant des viscosités supérieures à 1000 Centipoises
ou des densités inférieures à 15° API (Institut Américain
du Pétrole) ;
— réservoirs à haute pression et haute température se
présentant dans des conditions de pression et/ou de
température suivantes :
• pression de fond égale ou supérieure à 650 bars,
• température de fond supérieure à 150° C.
— le gaz naturel ou méthane de houille appelé aussi
« Coal Bed Methane» (CBM) qui se trouve dans les
micropores des veines souterraines profondes de charbon
non exploitées ou incomplètement exploitées.
Le méthane de houille (CBM) est adsorbé au cœur
de la matrice solide du charbon dans un processus
appelé « adsorption ». Ce gaz naturel se caractérise par
l'utilisation de moyens non traditionnels pour son
extraction tels que la diminution des conditions de
pression.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Marché national : Tous les besoins énergétiques et
industriels nationaux en hydrocarbures à l'exception du
gaz pour la réinjection dans les gisements et pour le
cyclage.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Parcelle : Un carré de cinq (5) minutes sexagésimales
de côté en coordonnées U.T.M, correspondant au niveau
du parallèle 30° Nord, à un carré de huit (
kilomètres de
côté.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Périmètre contractuel : Une partie limitée du domaine
minier énergétique relatif aux hydrocarbures, composée
d'une ou de plusieurs parcelles, telle que définie à l'entrée
en vigueur du contrat, et à laquelle sont soustraits les
rendus de surface.
Périmètre d'exploitation : Toute partie du périmètre
contractuel ayant fait l'objet d'un plan de développement
approuvé par l'agence nationale pour la valorisation des
ressources en hydrocarbures (ALNAFT) .
............................(sans changement jusqu'à)...................
Plan décennal glissant : Le plan qui est établi chaque
année pour les dix (10) années suivantes.
Point d'entrée : Le point du système de transport par
canalisation des hydrocarbures où le contractant injecte sa
production.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Produits pétroliers : Tous les produits résultant des
opérations de raffinage, y compris les lubrifiants et les
bitumes, ainsi que les gaz de pétrole liquéfiés .
............................(sans changement jusqu'à)...................
Recherche : L'ensemble des activités de prospection
ainsi que les forages visant à mettre en évidence la
présence d'hydrocarbures .
............................(sans changement jusqu'à)...................
Récupération assistée : L'utilisation de méthodes de
récupération secondaire et/ ou tertiaire pour récupérer des
réserves d'hydrocarbures.
Régénération : L'ensemble des opérations permettant
de produire des huiles de base par un raffinage d'huiles
usagées impliquant notamment la séparation des
contaminants, les produits d'oxydation et les additifs que
ces huiles contiennent.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Réservoir : La partie d'une formation géologique
poreuse et perméable contenant une accumulation
distincte d'hydrocarbures, caractérisée par un système de
pression unique telle que la production d'hydrocarbures
d'une partie de réservoir affecte la pression du réservoir
tout entier, ou la formation géologique argileuse et/ou
schisteuse imperméable ou à très faible perméabilité qui
ne peut être produite qu'à partir de puits horizontaux et
fracturation étagée, ou de veines souterraines profondes de
charbon, non exploitées ou incomplètement exploitées
dont les micropores contiennent du gaz naturel ou du
méthane de houille CBM .
............................(sans changement jusqu'à)...................
Système de transport par canalisation : Une ou
plusieurs canalisations transportant des hydrocarbures, y
compris les installations intégrées, à l'exclusion des
réseaux de collectes et de dessertes, des conduites
d'évacuation, des réseaux des produits pétroliers et des
réseaux de gaz desservant exclusivement le marché
national.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Tranche annuelle d'investissement : partie du
montant de l'investissement correspondant au pourcentage
fixé aux articles 87 et 87 bis de la présente loi, pour les
besoins du calcul de la Taxe sur le Revenu Pétrolier
(T.R.P).
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Transformation : Les opérations de séparation des gaz
de pétrole liquéfiés, la liquéfaction du gaz, les opérations
de transformation du gaz en produits pétroliers ou tous
autres produits, Gas To Liquids (GTL), la transformation
des dérivés du pétrole en tous produits, la pétrochimie et
la gazochimie.
Transport par canalisation : Le transport des
hydrocarbures liquides et gazeux, des produits pétroliers
et le stockage y afférent à l'exclusion des collectes, des
dessertes, des conduites d'évacuation et des réseaux de gaz
desservant exclusivement le marché national.
..........................(le reste sans changement).................. ».
« Art. 7. — Le contractant ou le titulaire d'une
concession de transport par canalisation peut bénéficier,
pour la poursuite de ses objectifs et la réalisation des
ouvrages nécessaires à ses activités, des droits et
avantages suivants dans les conditions et formes prévues
par la législation en vigueur :
— de l'occupation des terrains et des droits annexes,
— des servitudes d'accès et de passage et d'aqueduc.
L'entreprise nationale SONATRACH-SPA peut,
exclusivement, acquérir des terrains par cession ou
expropriation, conformément à la législation en vigueur.
Le contractant ou le concessionnaire demeure soumis à
toutes les obligations légales et réglementaires en vigueur.
La déclaration d'utilité publique des projets d'ouvrages
confère, au contractant ou au concessionnaire, le droit de
bénéficier des servitudes légales d'accès et de passage,
d'aqueduc ainsi que de l'expropriation pour cause d'utilité
publique.
Le bénéfice de l'occupation des terrains et des droits
annexes, des servitudes ou de l'acquisition des terrains,
par voie de cession ou d'expropriation, est accordé
conformément aux dispositions législatives et
règlementaires en vigueur.
Les procédures nécessaires à l'octroi des droits ci-dessus
énumérés sont initiées auprès de l'autorité habilitée à
conférer ces droits, par l'agence nationale de contrôle et de
régulation des hydrocarbures dans le cas d'une concession
de transport par canalisation ou, par l'agence nationale
pour la valorisation des ressources en hydrocarbures
(ALNAFT) dans le cas d'un contrat de recherche et/ou
d'exploitation.
Les frais inhérents à cette procédure et les coûts en
résultant sont à la charge:
— du contractant, dans le cas d'un contrat de recherche
et/ou d'exploitation,
— du concessionnaire, dans le cas d'une concession de
transport par canalisation ».
« Art. 9. — Les prix des produits pétroliers et du gaz
naturel sur le marché national sont établis de façon à :
............................(sans changement jusqu'à)...................
Le prix de vente des produits pétroliers sur le marché
national, non compris les taxes, doit inclure le prix du
pétrole brut entrée raffinerie, les coûts de raffinage, de
transport terrestre, de transport maritime (cabotage) et de
transport par canalisation, de stockage et de distribution
de gros et de détail, plus des marges raisonnables dans
chaque activité.
Les coûts doivent inclure les amortissements des
investissements existants et des nouveaux investissements,
ainsi que ceux des renouvellements d'investissements
nécessaires à la continuité de ces activités.
Le prix du pétrole brut entrée raffinerie est calculé, pour
chaque année civile, par l'autorité de régulation des
hydrocarbures selon une méthodologie définie par voie
réglementaire.
..........................(le reste sans changement)...................».
« Art. 10. — Le prix de cession du gaz à des clients
éligibles, sur le marché national, par les producteurs, ne
doit inclure que les coûts de production, les coûts des
infrastructures nécessaires spécifiquement à la satisfaction
du marché national, les coûts d'exploitation des
infrastructures d'exportation utilisées pour satisfaire les
besoins du marché national, plus des marges raisonnables
dans chaque activité.
Les coûts doivent inclure les amortissements des
investissements existants et des nouveaux investissements,
ainsi que ceux des renouvellements d'investissements
spécifiques nécessaires à la continuité de ces activités.
Les modalités et procédures que doit appliquer l'autorité
de régulation des hydrocarbures pour déterminer, au début
de chaque année civile, le prix de vente sur le marché
national, non compris les taxes, du gaz pour ladite année
civile, sont définies par voie réglementaire.
Les modalités et procédures définies par voie
réglementaire doivent préciser et identifier les paramètres
à ajuster par des formules d'indexation spécifiques à
l'activité.
Une fois déterminés les prix de vente, non compris les
taxes du gaz sur le marché national pour l'année civile
concernée, sont notifiés par l'autorité de régulation des
hydrocarbures.
Un prix identique, non compris les taxes, est appliqué
par le producteur de gaz à l'approvisionnement de tous les
clients éligibles du marché national.
Le raccordement des clients éligibles au réseau de
transport du gaz et les tarifs qui leur sont applicables sont
régis par les dispositions de la loi relative à l'électricité et
à la distribution du gaz par canalisation ».
« Art. 12. — Il est créé deux agences nationales dotées
de la personnalité juridique et de l'autonomie financière
dénommées "agences hydrocarbures" :
............................(sans changement jusqu'à)...................
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Chaque agence est dotée d'un commissaire aux comptes
pour le contrôle et l'approbation des comptes de l'agence,
désigné conformément à la législation et à la
réglementation en vigueur.
............................(sans changement jusqu'à)...................
Le président peut déléguer tout ou partie de ses
pouvoirs.
Le secrétaire général de l'agence hydrocarbures
concernée est chargé, sous l'autorité du président du
comité de direction, d'assister le président du comité de
direction dans le fonctionnement et l'administration de
l'agence.
Le secrétaire général assiste aux travaux du comité de
direction et en assure le secrétariat technique.
La rémunération du président, des membres du comité
de direction et du secrétaire général est fixée par voie
réglementaire.
..........................(le reste sans changement)....................»
« Art. 13. — L'autorité de régulation des hydrocarbures
est chargée, pour les activités hydrocarbures régies par la
présente loi, notamment de veiller au respect :
* de la réglementation technique applicable aux
activités régies par la présente loi ;
* de la réglementation relative à l'application des tarifs
et du principe du libre accès des tiers aux infrastructures
de transport par canalisation et de stockage ;
* de la réglementation en matière d'hygiène, de sécurité
industrielle, d'environnement et de prévention et gestion
des risques majeurs, notamment à la protection des nappes
phréatiques et des aquifères à l'occasion de l'exercice des
activités objet de la présente loi ;
* de la réglementation en matière d'utilisation de
produits chimiques dans le cadre de l'exercice des
activités, objet de la présente loi ;
* de la réglementation relative au dioxyde de carbone
(C0 2 ) ;
* du cahier des charges de la construction des
infrastructures de transport par canalisation et de
stockage ;
* du contrôle de conformité et de qualité des produits
pétroliers ;
* de l'application de normes et de standards établis sur
la base de la meilleure pratique internationale. Ces normes
et standards sont définis par voie réglementaire ;
* de l'application des pénalités et amendes payables au
Trésor public en cas d'infraction aux lois et règlements
relatifs à :
— la réglementation technique applicable aux activités
régies par la présente loi,
— la réglementation relative à l'application des tarifs et
du principe du libre accès des tiers aux infrastructures de
transport par canalisation et de stockage,
— la réglementation en matière d'hygiène, de sécurité
industrielle et d'environnement.
Les montants et les modalités d'application des amendes
et pénalités prévues au présent article sont définis par voie
réglementaire.
L'autorité de régulation des hydrocarbures est
également chargée :
— d'étudier les demandes d'attribution de concession de
transport par canalisation et de soumettre des
recommandations au ministre chargé des hydrocarbures ;
— d'étudier les demandes pour l'exercice des activités
de raffinage, de stockage et de distribution des produits
pétroliers et recommande, au ministre chargé des
hydrocarbures, l'octroi de l'autorisation d'exercer ces
activités ;
— du contrôle des appareils à pression (APV et APG)
et équipements électriques ;
— de qualifier des bureaux d'expertise chargés du
contrôle réglementaire, à l'effet de leur agrément par le
ministre chargé des hydrocarbures ;
— de recommander, au ministre chargé des
hydrocarbures, le retrait d'une concession de transport par
canalisation, en cas de manquement grave aux
dispositions prévues par la concession, selon les
conditions définies par voie réglementaire ;
— de veiller au fonctionnement du système de
péréquation et de compensation des tarifs de transport des
hydrocarbures et produits pétroliers dont les modalités de
fonctionnement sont fixées par voie réglementaire ;
— de participer, avec les services du ministère en
charge des hydrocarbures, en matière de politique
sectorielle et de contribuer à l'élaboration des textes
réglementaires et règlements techniques régissant les
activités hydrocarbures ;
— d'établir, au début de chaque année, un plan national
de développement des infrastructures de transport par
canalisation, par effluent et de le transmettre au ministre
chargé des hydrocarbures.
L'autorité de régulation des hydrocarbures organise, en
son sein, un service de conciliation pour les différends
résultant de l'application de la réglementation et
notamment celle relative à l'accès au système de transport
par canalisation et de stockage des produits pétroliers et
aux tarifs.
L'autorité de régulation des hydrocarbures établit un
règlement intérieur pour le fonctionnement de ce
service ».
« Art. 14. — L'agence nationale pour la valorisation des
ressources en hydrocarbures (ALNAFT) est chargée
notamment :
— de l'évaluation du domaine minier des hydrocarbures
notamment par la réalisation des études de bassins,
— de la promotion des investissements dans la
recherche et l'exploitation d’hydrocarbures,
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— de la gestion et de la mise à jour des banques de
données concernant la recherche et l'exploitation des
hydrocarbures, sous la responsabilité du ministre chargé
des hydrocarbures,
— de l'octroi des autorisations de prospection,
— du lancement des appels à la concurrence et
l'évaluation des offres concernant les activités de
recherche et/ou d'exploitation,
— de la conclusion des contrats de recherche et/ou
d'exploitation,
— du suivi et du contrôle, en sa qualité de partie
contractante, de l'exécution des contrats de recherche
et/ou d'exploitation conformément aux dispositions de la
présente loi,
— de l'étude et de l'approbation des plans de
développement et leur mises à jour périodiques,
— du contrôle et du respect de la conservation optimale
dans le cadre de l'exploitation des ressources en
hydrocarbures,
— de la consolidation d'un plan à moyen et long terme
du secteur des hydrocarbures à partir des plans à moyen et
long terme des contractants et de le transmettre au
ministre chargé des hydrocarbures, au mois de janvier de
chaque année,
— de la collaboration avec les services du ministère en
charge des hydrocarbures en matière de politique
sectorielle et d'élaboration des textes réglementaires
régissant les activités hydrocarbures,
— de l'encouragement des activités de recherche
scientifique dans le domaine des activités régies par la
présente loi,
— du suivi, du contrôle et de l'audit des coûts liés aux
activités objet des contrats de recherche et/ou
d'exploitation,
— de la détermination et de la collecte de la redevance
et de son reversement au Trésor public dès le jour
ouvrable suivant sa réception, après déduction des
montants définis à l'article 15 ci-dessous,
— de s'assurer que l'opérateur, tel que défini à l'article
29 ci-dessous, s'est acquitté de la taxe sur le revenu
pétrolier et de la taxe superficiaire, prévues au titre VIII
de la présente loi, ainsi que, le cas échéant, des paiements
des taxes concernant le torchage du gaz et l'utilisation de
l'eau, conformément aux dispositions des articles 52 et 53
ci-dessous,
— de la collaboration avec l'administration fiscale pour
l'échange d'informations fiscales concernant les contrats
de recherche et/ou d'exploitation afin de lui permettre
notamment d'accéder aux éléments d'information utilisés
pour le calcul de la fiscalité pétrolière conformément aux
dispositions de la présente loi ».
« Art. 17. — Dans l'exercice des activités, objet de la
présente loi, est observé le plus strict respect des
obligations et prescriptions afférentes :
............................(sans changement jusqu'à)...................
— au contenu des lois et règlements en vigueur en
matière de protection de l'environnement et de l'utilisation
des produits chimiques notamment dans les opérations
relatives aux hydrocarbures non conventionnels.
Dans la mise en œuvre de ses missions de contrôle,
l'autorité de régulation des hydrocarbures peut faire appel
à des bureaux de contrôle et d'expertise spécialisés agréés
afin d'éviter tout risque.
Les modalités et les conditions d'agrément des bureaux
de contrôle et d'expertise spécialisés sont définies par voie
réglementaire ».
« Art. 18. — Toute personne doit, avant d'entreprendre
toute activité objet de la présente loi, préparer et
soumettre, à l'approbation de l'autorité de régulation
des hydrocarbures, une étude d'impact environnemental
et un plan de gestion de l'environnement comprenant
obligatoirement la description des mesures de prévention
et de gestion des risques environnementaux associés
auxdites activités conformément à la législation et à la
réglementation en vigueur en matière d'environnement.
L'autorité de régulation des hydrocarbures est chargée
de suivre et de coordonner ces études en liaison avec le
ministère chargé de l'environnement et d'obtenir le visa
correspondant aux contractants et opérateurs concernés.
L'autorité de régulation des hydrocarbures est chargée
de coordonner les études d'impact sur l'environnement
relatives aux activités sismiques et de forage avec les
départements ministériels et les wilayas concernés qui
sont tenus de transmettre leurs avis dans les délais fixés
par la réglementation en vigueur.
Passé les délais réglementaires d'un (1) mois, les études
sont considérées recevables et l'autorité de régulation des
hydrocarbures est chargée d'octroyer le visa correspondant
aux contractants concernés après examen de conformité
de l'étude par rapport à la réglementation en vigueur.
Le ministère en charge de l'environnement en est tenu
informé.
Toute étude de dangers, élaborée pour les activités
définies dans la présente loi, doit décrire les risques
engendrés par les activités et justifier les mesures de
prévention et de protection mises en œuvre.
Ces études de dangers doivent être soumises à
l'approbation de l'autorité de régulation des hydrocarbures.
Les études de dangers doivent être actualisées au moins
tous les cinq (5) ans.
Les modalités d'approbation des études de dangers
spécifiques au secteur des hydrocarbures et leur contenu
sont définis par voie réglementaire.
Dans le cadre de l'exercice des activités régies par la
présente loi, toute personne devant mettre en œuvre un
projet de stockage géologique, notamment du dioxyde de
carbone, doit élaborer et soumettre, à l'approbation de
l'autorité de régulation des hydrocarbures, une étude de
faisabilité et un plan de gestion des risques.
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Les conditions et modalités d'octroi de l'autorisation
pour stockage géologique sont définies par voie
réglementaire ».
« Art. 19. — Pour les besoins de la recherche et de
l'exploitation, le domaine minier national relatif aux
hydrocarbures est partagé en quatre (4) zones appelées
zones A, B, C, D.
La subdivision géographique et géologique, les
conditions et la méthodologie de changement de
délimitation des zones ainsi que les tailles maximales des
périmètres de chaque zone sont fixées par voie
règlementaire.
Les tailles maxima des périmètres de chaque zone sont
adaptées régulièrement par l'agence nationale pour la
valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT)
au fur et à mesure du développement du domaine minier
après approbation du ministre chargé des hydrocarbures ».
« Art. 20. — L'autorisation de prospection peut être
accordée par l'agence nationale pour la valorisation des
ressources en hydrocarbures (ALNAFT), après
approbation du ministre chargé des hydrocarbures, à toute
personne demandant à exécuter des travaux de
prospection d'hydrocarbures sur un ou plusieurs
périmètres.
L'autorisation de prospection est délivrée, selon les
procédures et conditions définies par voie réglementaire,
pour une durée de deux (2) années, renouvelable une seule
fois pour une durée maximale de deux (2) années.
Dans le cas où un périmètre ayant fait l'objet d'une
autorisation de prospection est mis en appel à la
concurrence pour la conclusion d'un contrat de recherche
et d'exploitation d’hydrocarbures, les personnes ayant
réalisé ou réalisant des travaux de prospection sur ce
périmètre disposent d'un droit de préférence à la condition
que ces personnes s'alignent, séance tenante, sur la
meilleure offre obtenue pour ledit périmètre sous réserve
de leur participation audit appel à la concurrence.
Dans ce cas, les dépenses de prospection, préalablement
approuvées par l'agence nationale pour la valorisation des
ressources en hydrocarbures (ALNAFT), seront
considérées comme investissements de recherche ».
« Art. 21. — Le contrat de recherche et/ou
d'exploitation a la primauté sur l'autorisation de
prospection.
Tout périmètre concerné par un contrat de recherche
et/ou d'exploitation ne peut faire l'objet d'une autorisation
de prospection et est exclu du domaine d'application de
toute autorisation de prospection déjà octroyée ».
« Art. 22. — Toutes données et tous résultats issus des
travaux de prospection doivent être mis à la disposition de
l'agence nationale pour la valorisation des ressources en
hydrocarbures (ALNAFT) selon des procédures établies
par voie réglementaire.
Ces données et résultats sont la propriété de l'Etat ;
l'agence nationale pour la valorisation des ressources en
hydrocarbures (ALNAFT) en assure la gestion et la
conservation ».
« Art. 24. — Le contrat de recherche et d'exploitation
confère au contractant le droit exclusif d'exercer dans le
périmètre défini par ledit contrat :
— des activités de recherche ;
— des activités d'exploitation, en cas de découverte
déclarée commerciale par le contractant et après
approbation, par l'agence nationale pour la valorisation
des ressources en hydrocarbures (ALNAFT), du plan de
développement relatif à ladite découverte.
Le contrat d'exploitation relatif à un ou plusieurs
gisement(s) déjà découvert(s) confère au contractant le
droit exclusif d'exercer, dans le périmètre défini par ledit
contrat, des activités d'exploitation sur le ou les niveau(x)
géologique(s) précisé(s) dans le plan de développement
approuvé par l'agence nationale pour la valorisation des
ressources en hydrocarbures (ALNAFT).
Durant les travaux de mise en œuvre du plan de
développement approuvé par l'agence nationale pour la
valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT)
et dans le cas où le contractant réalise une découverte
fortuite dans le ou les niveau(x) géologique (s) objet du
plan de développement y afférent, il peut prétendre à un
droit sur cette découverte fortuite.
Il est entendu par découverte fortuite toute
accumulation d'hydrocarbures non incluse dans ledit plan
de développement approuvé par l'agence nationale pour
la valorisation des ressources en hydrocarbures
(ALNAFT).
Les modalités et les conditions de développement d'une
découverte fortuite sont précisées dans le contrat ».
« Art. 25. — Sous réserve de l'application des
dispositions relatives à la commercialisation du gaz
prévue à l'article 48 ci-dessous, les hydrocarbures extraits,
dans le cadre d'un contrat de recherche et/ou
d'exploitation, sont propriété du contractant au point de
mesure et soumis à une redevance selon les termes et
conditions établies par ledit contrat ».
« Art. 26. — La redevance est acquittée par chèque
bancaire ou par tout autre instrument de paiement autorisé
et pouvant s'effectuer au moyen de transfert de fonds
électronique.
Nonobstant les dispositions du paragraphe ci-dessus,
l'agence nationale pour la valorisation des ressources en
hydrocarbures (ALNAFT) peut demander au contractant
de payer la redevance en nature, conformément aux
dispositions du contrat.
Cette redevance est établie sur la base des quantités
d'hydrocarbures produites et décomptées après les
opérations de traitement au champ, au point de mesure.
