Mauritania EITI Presentation, M-Ahmad Ould Zeine, Ministère des Mines et du Pétrole (Mauritanie)

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Published on July 17, 2008

Author: EPetrilli

Source: slideshare.net

Description

International Oil and Gas Resource Management Seminar, April 27-30, 2008; held in Libreville, Gabon

Le secteur Pétrolier en Mauritanie Séminaire de renforcement des capacités en matière de négociation des contrats pétroliers et gaziers Libreville 27-30 avril 2008 www.petrole.gov.mr

Situation actuelle du secteur Des activités d’exploration et d’exploitation pétrolières en cours Une présence de gaz très encourageante Des données géophysiques et géologiques relativement disponibles Une présence d’opérateurs de taille (TOTAL, Petronas, Repsol, Sonatrach, DANA Petroleum, Wintershall, Tullow Oil…) Une stratégie sectorielle claire et transparente Un cadre légal stable et attractif Une fiscalité adaptée aux activités pétrolières Une participation significative au développement du pays Une collaboration étroite avec les partenaires au développement (BM, BID,UE, JICA, CF…etc.)

Des activités d’exploration et d’exploitation pétrolières en cours

Une présence de gaz très encourageante

Des données géophysiques et géologiques relativement disponibles

Une présence d’opérateurs de taille (TOTAL, Petronas, Repsol, Sonatrach, DANA Petroleum, Wintershall, Tullow Oil…)

Une stratégie sectorielle claire et transparente

Un cadre légal stable et attractif

Une fiscalité adaptée aux activités pétrolières

Une participation significative au développement du pays

Une collaboration étroite avec les partenaires au développement (BM, BID,UE, JICA, CF…etc.)

Le Bassin côtier (56 Blocs) Acquisitions sismiques : Offshore: - Plus de 60 000 km 2D - Plus de 18 000 km 3D Onshore: - 1100 Km 2D Puits forés: 57 - Offshore: 54 puits - Onshore: 3 puits Le bassin de Taoudenni (75 Blocs) Superficie: 500,000 km 2 Etude Géologique Régionale: Société Africaine du Pétrole - 1957 Acquisition de 6268 Km de sismique 2D (1972-73) par TEXACO et AGIP Puits forés: 2, Abolag-1(Texaco- 1974) et Ouasa-1(AGIP-1975) L’or noir : un intérêt croissant

Le Bassin côtier (56 Blocs)

Acquisitions sismiques :

Offshore: - Plus de 60 000 km 2D

- Plus de 18 000 km 3D

Onshore: - 1100 Km 2D

Puits forés: 57 - Offshore: 54 puits

- Onshore: 3 puits

Le bassin de Taoudenni (75 Blocs)

Superficie: 500,000 km 2

Etude Géologique Régionale: Société Africaine du Pétrole - 1957

Acquisition de 6268 Km de sismique 2D (1972-73) par TEXACO et AGIP

Puits forés: 2, Abolag-1(Texaco- 1974) et Ouasa-1(AGIP-1975)

Le Cadre Légal Ordonnance 88.151 définissant le régime juridique et fiscal des Hydrocarbures bruts CPP Type de 1994 Chaque CPP fait l’objet d’une loi Spécifique Loi portant Régime Fiscal Simplifié de 2004 (Prestataires de Services Étrangers travaillant avec les opérateurs pétroliers) Loi de 2006 sur la gestion des Revenus des Hydrocarbures (FNRH): (Encaissement de tous les revenus de l’activité pétrolière et organisation des dépenses)

Ordonnance 88.151 définissant le régime juridique et fiscal des Hydrocarbures bruts

CPP Type de 1994

Chaque CPP fait l’objet d’une loi Spécifique

Loi portant Régime Fiscal Simplifié de 2004

(Prestataires de Services Étrangers travaillant avec les opérateurs pétroliers)

Loi de 2006 sur la gestion des Revenus des Hydrocarbures (FNRH):

(Encaissement de tous les revenus de l’activité pétrolière et organisation des dépenses)

Points Clés de l’ordonnance 88.151 Les sociétés pétrolières doivent avoir les compétences Techniques et Financières La durée d’Exploration est de 9 ans , divisée en 3 périodes de 3 ans ; Le passage d’une période à une autre nécessite une satisfaction des obligations; La durée d’exploitation est de 25 ans , renouvelable deux fois (10 ans chaque fois )

Les sociétés pétrolières doivent avoir les compétences Techniques et Financières

La durée d’Exploration est de 9 ans , divisée en 3 périodes de 3 ans ;

Le passage d’une période à une autre nécessite une satisfaction des obligations;

La durée d’exploitation est de 25 ans , renouvelable deux fois (10 ans chaque fois )

Exonérations fiscales Les sociétés seront exonérées de tous impôts, droits et taxes ou contributions de quelque nature que ce soit, nationaux, régionaux ou communaux, en dehors de: l’Impôt BIC (Taux variable 25% à 35 %), Redevances, Bonus Les actionnaires des entités constituant le contrat et leur sociétés affiliées seront aussi exemptés de tous les impôts, taxes et contributions sur les dividendes reçus ou supposés, les créances, les transferts de fonds d’une filiale en Mauritanie à la société mère; Les mêmes dispositions s’appliquent aux sous-traitants des sociétés pétrolières; Les sous-traitants et personnels expatriés des sociétés seront exonérés de tous impôts et taxes à l’exception du BIC et l’ITS.

Les sociétés seront exonérées de tous impôts, droits et taxes ou contributions de quelque nature que ce soit, nationaux, régionaux ou communaux, en dehors de:

l’Impôt BIC (Taux variable 25% à 35 %), Redevances, Bonus

Les actionnaires des entités constituant le contrat et leur sociétés affiliées seront aussi exemptés de tous les impôts, taxes et contributions sur les dividendes reçus ou supposés, les créances, les transferts de fonds d’une filiale en Mauritanie à la société mère;

Les mêmes dispositions s’appliquent aux sous-traitants des sociétés pétrolières;

Les sous-traitants et personnels expatriés des sociétés seront exonérés de tous impôts et taxes à l’exception du BIC et l’ITS.

L’ Ordonnance 88.151 stipule que l’attribution des blocs " se fera par appel d’offres international ou par toute autre procédure permettant de procurer à l’Etat Mauritanien les conditions les plus favorables . " Toutefois, tous les blocs ont été attribués par négociation directe à cause d’un manque de données sur les bassins sédimentaires. Mécanisme d’attribution des Blocs

L’ Ordonnance 88.151 stipule que l’attribution des blocs " se fera par appel d’offres international ou par toute autre procédure permettant de procurer à l’Etat Mauritanien les conditions les plus favorables . "

Toutefois, tous les blocs ont été attribués par négociation directe à cause d’un manque de données sur les bassins sédimentaires.

Les résultats à ce jour 7 découvertes (Chinguitti, Tiof, Tevet, Banda, Pélican, Labeidna et Faucon) Des campagnes d’exploration intenses et plusieurs données sont disponibles Une production pétrolière en développement, malgré la baisse de 2007 ( champ de Chinguetti : production 15 000 b/j pour une prévision initiale de 75 000 b/j ) Indices rencontrés dans le bassin de Taoudenni : Abolag-1 avec un débit de 13 600 m3/j de Gaz Un renforcement institutionnel adéquat (PRISM) Un Cadastre pétrolier en cours d’installation Un système d’information et de gestion environnementale en cours de mise en place

7 découvertes (Chinguitti, Tiof, Tevet, Banda, Pélican, Labeidna et Faucon)

Des campagnes d’exploration intenses et plusieurs données sont disponibles

Une production pétrolière en développement, malgré la baisse de 2007 ( champ de Chinguetti : production 15 000 b/j pour une prévision initiale de 75 000 b/j )

Indices rencontrés dans le bassin de Taoudenni :

Abolag-1 avec un débit de 13 600 m3/j de Gaz

Un renforcement institutionnel adéquat (PRISM)

Un Cadastre pétrolier en cours d’installation

Un système d’information et de gestion

environnementale en cours de mise en place

Estimations des Réserves en Offshore -0.9 TCF 0.9 TCF 40 millions de barils 1.2 TCF 40 millions de barils 140 millions de barils 70 millions de barils Réserves À confirmer FAUCON Gaz À confirmer : Un forage est prévu en 2008 PELICAN Gaz À confirmer LABEIDNA Pétrole À confirmer BANDA Gaz En cours d’évaluation TEVET Pétrole En cours d’évaluation THIOF Pétrole Une campagne sismique 4D sur plus de 400 Km² est en cours CHINGUETTI Pétrole Observations Champs Substance

La production du Chinguetti Le Champ est exploité par un Consortium (L’Opérateur Petronas est chef de fil) ; Une moyenne 14 000 b/j, au 1 er trimestre 2008 avec une prévision d’augmentation aux environs de 20 000 b/j à partir du 2 ème semestre 2008 pour atteindre les 45 000 b/j en 2012; En cas de dépassement du seuil des 50 US$ pour le baril : - Baisse du Cost Oil à un taux de 50 % au lieu de 60 %; - Augmentation du profit Oil de 5 %

Le Champ est exploité par un Consortium (L’Opérateur Petronas est chef de fil) ;

Une moyenne 14 000 b/j, au 1 er trimestre 2008 avec une prévision d’augmentation aux environs de 20 000 b/j à partir du 2 ème semestre 2008 pour atteindre les 45 000 b/j en 2012;

En cas de dépassement du seuil des 50 US$ pour le baril :

- Baisse du Cost Oil à un taux de 50 % au lieu de 60 %;

- Augmentation du profit Oil de 5 %

Avril 2007, création d’un Département spécifique au secteur des industries extractives (Ministère du Pétrole et des Mines): Une structure centrale chargée de la mise en place et du suivi de la politique des Hydrocarbures Bruts: Direction des Hydrocarbures Bruts Une structure centrale chargée de la gestion des blocs pétroliers: Direction du Cadastre Une structure centrale chargée du suivi de l’aspect environnemental des Opérations Pétrolières: DEPM Un opérateur national, la SMH «Société Mauritanienne des Hydrocarbures » assure la gestion de la participation de l’État Le Cadre Institutionnel

Avril 2007, création d’un Département spécifique au secteur des industries extractives (Ministère du Pétrole et des Mines):

Une structure centrale chargée de la mise en place et du suivi de la politique des Hydrocarbures Bruts: Direction des Hydrocarbures Bruts

Une structure centrale chargée de la gestion des blocs pétroliers: Direction du Cadastre

Une structure centrale chargée du suivi de l’aspect environnemental des Opérations Pétrolières: DEPM

Un opérateur national, la SMH «Société Mauritanienne des Hydrocarbures » assure la gestion de la participation de l’État

Les réformes du secteur Une gestion transparente des ressources : Adhésion à l’ITIE et publication des recettes pétrolières et minières (exercices 2005 et 2006) Création d’un Fonds National de gestion des Revenus des Hydrocarbures; Publication des CPP sur Internet Création d’un climat propice à la promotion de nouveaux investissements : révision du cadre légal (Code des Hydrocarbures, CPP) Promotion et encadrement des activités pétrolières dans le cadre des options de libéralisation économique Modernisation des structures administratives (mise en place d’outils de mesure de la performance « scorecard »)

Une gestion transparente des ressources :

Adhésion à l’ITIE et publication des recettes

pétrolières et minières (exercices 2005 et 2006)

Création d’un Fonds National de gestion des Revenus des Hydrocarbures;

Publication des CPP sur Internet

Création d’un climat propice à la promotion de nouveaux investissements : révision du cadre légal (Code des Hydrocarbures, CPP)

Promotion et encadrement des activités pétrolières dans le cadre des options de libéralisation économique

Modernisation des structures administratives (mise en place d’outils de mesure de la performance « scorecard »)

Les perspectives - Redynamisation de l’Office Mauritanien de Recherches Géologiques « OMRG »; - Adoption du Code pétrolier et de ses textes d’application ; - Mise en place d’un mécanisme concurrentiel d’attribution de blocs pétroliers ; - Démarrage de l’initiative « ITIE ++ »; - Réalisation d’une étude stratégique sur le rôle institutionnel de la SMH; - Poursuite du processus de renforcement des capacités de la DHB; - Actualisation du CDMT sectoriel pour la période 09-2011; - Evaluation des champs découverts. SMH

- Redynamisation de l’Office Mauritanien de Recherches Géologiques « OMRG »;

- Adoption du Code pétrolier et de ses textes d’application ;

- Mise en place d’un mécanisme concurrentiel d’attribution de blocs pétroliers ;

- Démarrage de l’initiative « ITIE ++ »;

- Réalisation d’une étude stratégique sur le rôle institutionnel de la SMH;

- Poursuite du processus de renforcement des capacités de la DHB;

- Actualisation du CDMT sectoriel pour la période 09-2011;

- Evaluation des champs découverts.



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