Avant-projet de la loi sur les hydraucarbures – COGES bibliothèque\nHome / Avant-projet de la loi sur les hydraucarbures\nAvant-projet de la loi sur les hydraucarbures\noctobre 16, 2019 D.MANSOURUncategorized\nVu la Constitution, notamment ses articles 13, 18, 19, 43, 136, 140-12,140-23, et 144 ;\nVu la convention portant création de l’agence internationale de garantie des investissements, ratifiée par décret présidentiel n° 95 -345 du 6 Joumada Ethania 1416 correspondant au 30 octobre 1995 ;\nVu la convention pour le règlement des différends relatifs aux investissements entre les Etats et les ressortissants d’autres Etats, ratifiée par décret présidentiel n° 95-346 du 6 Joumada Ethania 1416 correspondant au 30 octobre 1995\nVu la convention des Nations unies sur le droit de la mer ratifiée par décret présidentiel n° 96-53 du 2 Ramadan 1416 correspondant au 22 janvier 1996 ;\nVu la loi organique n° 18-15 du 22 Dhou El Hidja 1439 correspondant au 2 septembre 2018 relative aux lois de finances ;\nVu l’ordonnance n° 75-74 du 12 novembre 1975, modifiée, portant établissement du cadastre général et institution du livre foncier ;\nVu l’ordonnance n° 76-101 du 9 décembre 1976, modifiée et complétée, portant code des impôts directs et taxes assimilées ;\nVu la loi n° 79-07 du 21 juillet 1979, modifiée et complétée, portant code des douanes ;\nVu la loi n° 81-10 du 11 juillet 1981 relative aux conditions d’emploi des travailleurs étrangers ;\nVu la loi n° 83-13 du 2 juillet 1983, modifiée et complétée, relative aux accidents du travail et aux maladies professionnelles ;\nVu la loi n° 84-12 du 23 juin 1984, modifiée et complétée, portant régime général des forêts ;\nVu la loi n° 88-07 du 26 janvier 1988 relative à l’hygiène, à la sécurité et à la médecine du travail ;\nVu la loi n° 90-11 du 21 avril 1990, modifiée et complétée, relative aux relations de travail ;\nVu la loi n° 91-11 du 27 avril 1991, modifiée, fixant les règles relatives à l’expropriation pour cause d’utilité publique ;\nVu le décret législatif n° 94-07 du 7 Dhou El Hidja 1414 correspondant au 18 mai 1994, modifié, relatif aux conditions de la production architecturale et à l’exercice de la profession d’architecte ;\nVu l’ordonnance n° 95-07 du 23 Chaâbane 1415 correspondant au 25 janvier 1995, modifiée et complétée, relative aux assurances ;\nVu l’ordonnance n° 96-22 du 23 Safar 1417 correspondant au 9 juillet 1996, modifiée et complétée, relative à la répression de l’infraction à la législation et à la réglementation des changes et des mouvements de capitaux de et vers l’étranger ;\nVu la loi n° 99-09 du 15 Rabie Ethani 1420 correspondant au 28 juillet 1999 relative à la maîtrise de l’énergie ;\nVu l’ordonnance n° 01-04 du AouelJoumadaEthania 1422 correspondant au 20 août 2001, modifiée et complétée, relative à l’organisation, la gestion et la privatisation des entreprises publiques économiques ;\nVu la loi n° 01-19 du 27 Ramadan 1422 correspondant au 12 décembre 2001 relative à la gestion, au contrôle et à l’élimination des déchets ;\nVu la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à l’électricité et à la distribution du gaz par canalisation ;\nVu la loi n°02-02 du 22 Dhou Al Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à la protection et à la valorisation du littoral ;\nVu l’ordonnance n° 03-03 du 19 Joumada El Oula 1424 correspondant au 19 juillet 2003, modifiée et complétée, relative à la concurrence ;\nVu la loi n° 03-10 du 19 Joumada El Oula 1424 correspondant au 19 juillet 2003, modifiée et complétée, relative à la protection de l’environnement dans le cadre du développement durable ;\nVu l’ordonnance n° 03-11 du 27 JoumadaEthania 1424 correspondant au 26 août 2003, modifiée et complétée, relative à la monnaie et au crédit ;\nVu la loi n° 04-03 du 5 Joumada El Oula correspondant au 23 juin 2004 relative à la protection des zones de montagnes dans le cadre du développement durable ;\nVu la loi n° 04-04 du 5 Joumada El Oula 1425 correspondant au 23 juin 2004 relative à la normalisation ;\nVu la loi n° 04-08 du 27 JoumadaEthania 1425 correspondant au 14 août 2004, modifiée et complétée, relative aux conditions d’exercice des activités commerciales ;\nVu la loi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouel correspondant au 28 avril 2005, modifiée et complétée, relative aux hydrocarbures ;\nVu la loi n° 05-12 du 28 JoumadaEthania 1426 correspondant au 4 août 2005, modifiée et complétée, relative à l’eau ;\nVu la loi n° 07-11 du 15 Dhou El Kaada 1428 correspondant au 25 novembre 2007 portant système comptable financier ;\nVu la loi n° 10-02 du 16 Radjab 1431 correspondant au 29 juin 2010 portant approbation du schéma national d’aménagement du territoire ;\nVu la loi n° 11-02 du 14 Rabie El Aouel 1432 correspondant au 17 février 2011 relative aux aires protégées dans le cadre du développement durable ;\nVu la loi n° 14-05 du 24 Rabie Ethani 1435 correspondant au 24 février 2014 portant loi minière ;\nVu la loi n° 16-09 du 29 Chaoual 1437 correspondant au 3 août 2016, modifiée, relative à la promotion de l’investissement ;\nChapitre 1 – Du champ d’application et des définitions\nArticle 1er —La présente loi détermine :\nle régime juridique applicable aux Activités d’Hydrocarbures ;\nle cadre institutionnel encadrant l’exercice des Activités d’Hydrocarbures;\nle régime fiscal applicable aux Activités Amont ; et\nles droits et obligations des Personnes exerçant les Activités d’Hydrocarbures.\nArticle 2 — Au sens de la présente loi, on entend par :\nAbandon et Remise en état des Sites : Opérations nécessaires pour permettre l’abandon, le démantèlement, la réhabilitation, la remise en état des sites et la protection de l’environnement. Ces opérations doivent s’effectuer dans le respect de la législation, de la règlementation en vigueur ainsi que des normes et standards généralement admis dans l’industrie des Hydrocarbures à la date de remise en état.\nAccord d’Unitisation : Accord pour le développement et l’Exploitation d’un même Gisement qui s’étend sur des Périmètres contigus. Cet accord définit, notamment les conditions de financement des dépenses et de partage de la production résultant du développement et/ou de l’Exploitation conjointes de ce Gisement sur la base d’un Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation.\nActe d’Attribution : Acte par lequel ALNAFT octroie aux Parties Contractantes le droit d’exercer des activités de Recherche ou d’Exploitation sur un Périmètre.\nActivités Amont : Les activités de Prospection, de Recherche, d’appréciation, de développement et d’Exploitation d’Hydrocarbures. Ces activités incluent notamment, la séparation, le fractionnement, la compression, la collecte et desserte, le stockage sur site et les moyens d’évacuation des Hydrocarbures. Elles comprennent également les activités de gestion inhérentes à ces opérations ainsi que l’Abandon et la Remise en état des Sites. Dans le cas des activités en mer, les Activités Amont incluent aussi les supports flottants notamment de stockage, d’expédition et, le cas échéant, de liquéfaction du Gaz.\nActivités Aval : Les activités de Transport par Canalisation, de Raffinage, de Transformation, de fabrication de lubrifiants, de régénération des huiles usagées, de Stockage et de Distribution.\nActivités d’Hydrocarbures : Les Activités Amont et les Activités Aval.\nAgences Hydrocarbures : Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et Agence nationale de contrôle et de régulation des activités dans le domaine des hydrocarbures, dénommée autorité de régulation des hydrocarbures, par abréviation « ARH ».\nAutorisation de Prospection : Autorisation de Prospection d’Hydrocarbures délivrée par ALNAFT, selon les dispositions de la présente loi quiconfère au Prospecteur le droit non exclusif d’exécuter des travaux de Prospection dans un Périmètre.\nChangement de Contrôle : Tout transfert, direct ou indirect, pour quelque cause que ce soit et quel que soit l’acte qui le concrétise, qui emporte modification du contrôle de la personne morale.\nCo-contractant : Toute personne, autre que l’Entreprise Nationale, ayant qualité de Partie Contractante.\nConcession Amont : Acte par lequel ALNAFT octroie à l’Entreprise Nationale le droit d’exercer des activités de Recherche et/ou d’Exploitation sur un Périmètre, et fixant ses droits et ses obligations.\nConcession de Transport par Canalisation : Autorisation de transport sur le territoire national délivrée par le Ministre, conformément à la présente loi.\nConcessionnaire : Titulaire d’une Concession de Transport par Canalisation.\nConservation : Mode d’exploitation des Gisements assurant, à un coût aussi faible que possible, un niveau de production aussi élevé que possible compatible avec un taux de récupération des réserves le plus élevé possible.\nContrat d’Hydrocarbures : Contrat portant sur les Activités Amont conclu par les Parties Contractantes, dans les conditions de la présente loi.\nContrôle : Détention directe ou indirecte du capital ou des droits de vote au sein d’une personne morale conférant le pouvoir de décision au sein de cette personne morale. Une personne est présumée détenir le contrôle d’une personne morale, lorsqu’elle détient, directement ou indirectement, plus de la moitié des droits de vote, y compris en vertu d’un ou plusieurs accords conclus avec d’autres associés ou actionnaires.\nCyclage : Opération qui concerne les Gisements de Gaz humide et qui consiste à réinjecter le Gaz produit après extraction des fractions liquides (condensat) et éventuellement des GPL afin d’améliorer la récupération de ces fractions liquides.\nDécouverte Fortuite : Accumulation d’Hydrocarbures mise en évidence à l’occasion des travaux de délinéation effectués pendantla prorogation de la Période de Recherche conformément à la présente loi ou lors de la mise en œuvre du Plan de Développement.\nDistribution : Personne disposant d’une autorisation d’exercer des activités d’approvisionnement, de transport, de Stockage et de commercialisation des Produits Pétroliers sur le Marché National.\nEnsemble des activités d’approvisionnement, de transport, de Stockage et de commercialisation des Produits Pétroliers sur le Marché National.\nDonnées : Tous résultats, renseignements, carottages, études, informations géologiques, géophysiques, hydrogéologiques et géochimiques disponibles, acquis ou réalisés, avant et/ou après l’entrée en vigueur de la présente loi, à l’occasion de l’exercice des Activités Amont, et incluant les données sismiques 2D, 3D, 4D, ainsi queles multi-composants 3C et 4C, les études magnétiques, gravimétriques, géo-électriques et magnéto-électriques, et des données techniques relatives à ce qui précède.\nDroit de Transfert : Montant payable en cas de Transfert prévu à l’article 207 de la présente loi.\nEntité Affiliée : Entité qui, directement ou indirectement par l’intermédiaire d’une ou plusieurs entités, détient ou est détenue, à cent pour cent (100%), par la Personne partie au Contrat d’Hydrocarbures.\nEntreprise Nationale : L’Entreprise Nationale SONATRACH SPA ou toute filiale de droit algérien détenue entièrement, directement ou indirectement, par SONATRACH SPA.\nEspaces Maritimes : Les eaux territoriales ainsi que le plateau continental et la zone économique exclusive définis par le droit algérien.\nExercice : Exercice comptable d’une durée de douze (12) mois couvrant l’année civile à l’exception des premier et dernier exercices qui peuvent être inférieurs à douze (12) mois, le premier exercice se terminant au 31 décembre de l’année civile.\nExploitation : Travaux réalisés conformément au plan de développement approuvé, permettant l’extraction et le traitement des Hydrocarbures.\nGaz Naturel ou Gaz : Hydrocarbures gazeux produits à partir de puits, y compris le Gaz humide et le Gaz sec, qui peuvent être associés ou non associés à des Hydrocarbures liquides, le Gaz de houille ou méthane de houille (CBM) et le Gaz résiduaire qui est obtenu après l’extraction des liquides de Gaz Naturel.\nGaz de Pétrole Liquéfiés ou GPL : Hydrocarbures composés essentiellement d’un mélange de butane et de propane qui n’est pas liquide aux conditions normales.\nGisement : Aire géographique dont le sol ou le sous-sol renferme des Hydrocarbures et limitée, s’il y a lieu, à certains horizons géologiques.\nGisement(s) Commercialement Exploitable (s) : Gisement(s) d’Hydrocarbures que l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes s’engagent à développer et à produire conformément aux termes de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures.\nHydrocarbures : Les hydrocarbures liquides, gazeux, y compris ceux issus des formations géologiques argileuses et/ou schisteuses, et les hydrocarbures solides notamment les sables bitumineux et les schistes bitumineux, existant à l’état naturel, autrement dénommés pétrole brut ou Gaz Naturel selon le cas, incluant les liquides de Gaz Naturel, les Gaz de Pétrole Liquéfiés, les condensats, les hydrates de méthane, ainsi que tous les produits et substances connexes extraits et associés aux hydrocarbures.\nIndexation : Formule qui tient compte de l’inflation, en vue de maintenir la valeur d’origine. Les indices de base seront les indices en vigueur au début de l’année de publication de la présente loi.\nJours : Jours calendaires.\nMarché National : Demande en Hydrocarbures sur le territoire national, à l’exception du Gaz utilisé pour la réinjection dans les Gisements et pour le Cyclage.\nMinistère ou Ministre : Le Ministère chargé des Hydrocarbures ou le Ministre chargé des Hydrocarbures.\nOpérateur Amont : Personne disposant de capacités techniques et pré-qualifiée par ALNAFT, chargée de la conduite et de la réalisation des Opérations Amont au nom, pour le compte et sous la responsabilité de la partie qui l’a désignée. Au titre d’un Contrat d’Hydrocarbures, la Personne peut être membre ou non des Parties Contractantes.Opérateur Amont s’entend également de tout organe conjoint ou groupement chargé de la conduite des Opérations Amont.\nOpérateur Aval : Personne physique ou morale exerçant une Activité Aval, autre qu’un Concessionnaire.\nOpérations Amont : Opérations relatives aux Activités Amont.\nParcelle : 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 (8) kilomètres de côté.\nParties Contractantes : Une ou plusieurs Personnes morales et l’Entreprise Nationale ayant conclu un Contrat d’Hydrocarbures.\nPérimètre : Partie délimitée du domaine minier Hydrocarbures relative aux Activités Amont, composée d’une ou plusieurs Parcelles, limitées, s’il y a lieu à certains horizons géologiques, telle que définie par l’Autorisation de Prospection, la Concession Amont, ou l’Acte d’Attribution.\nPérimètre d’Exploitation : Partie ou ensemble des parties du Périmètre, délimitant un ou plusieurs Gisementscommercialement exploitables objet du Plan de Développement approuvé par ALNAFT, éventuellement actualisé, notamment pour intégrer tout nouveau Gisement commercialement exploitable.\nPériode d’Exploitation : Durée des travaux de développement et d’Exploitation d’Hydrocarbures dans le Périmètre d’Exploitation.\nPériode de Recherche : Durée prévue pour les travaux de Recherche dans un Périmètre, composée d’une ou plusieurs phases, telles que fixées dans la Concession Amont ou dans le Contrat d’Hydrocarbures.\nPersonne : Personne Algérienne ou personne morale de droit étranger.\nPersonne Algérienne : Toute personne morale de droit algérien, y compris l’Entreprise Nationale. Pour les activités de Distribution des Produits Pétroliers, la notion de Personne Algérienne inclut la personne physique algérienne.\nPilote : Forage de puits pilotes horizontaux et/ou verticaux, et utilisation de techniques de stimulation telles que la fracturation hydraulique ou de techniques alternatives, en vue d’une évaluation technique et économique de la quantité d’Hydrocarbures récupérables dans une couche géologique donnée.\nPlan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisement : Plan de développement et d’Exploitation conjoint devant aboutir à un Accord d’Unitisation.\nPlan de Développement : Programmes de travaux concernant les opérations de développement, de mise en production, et d’Exploitation des Hydrocarbures, d’Abandon et de Remise en état du Site. Le Plan de Développement comprend notamment une délimitation du Périmètre d’Exploitation à développer, les éléments techniques, économiques, financiers, la localisation du Point de Mesure, les mesures de sécurité et de protection de l’environnement ainsi que les éléments de contenu local.\nPlan de Recherche : Programmes de travaux concernant les opérations d’exploration, notamment la sismique, les forages d’exploration, les forages d’appréciation, les études et tout type de travaux nécessaires à l’exploration des Hydrocarbures, au titre d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures.\nPoint d’Entrée : Point du Système de Transport par Canalisation des Hydrocarbures, où les Parties Contractantes ou l’Entreprise Nationale injectent leur ou sa production.\nPoint de Livraison : Point déterminé dans le Contrat de Partage de Production, où chaque membre des Parties Contractantes prend possession de la quantité d’Hydrocarbures lui revenant au titre de ce contrat.\nPoint de Mesure : Localisation prévue dans le Plan de Développement où s’effectue la détermination des quantités et des qualités d’Hydrocarbures extraites, dans le Périmètre d’Exploitation ou à l’extérieur de celui-ci si tout ou partie de la production est traitée dans des installations situées à l’extérieur dudit Périmètre d’Exploitation.\nPrincipe du Libre Accès des Tiers : Principe qui permet à toute Personne de bénéficier du droit d’accès aux infrastructures de Transport par Canalisation et de stockage dans la limite des capacités disponibles, moyennant le paiement d’un tarif non discriminatoire et à condition que les produits concernés répondent aux spécifications techniques d’utilisation.\nProduction Anticipée : Production d’Hydrocarbures permettant d’acquérir des informations et caractéristiques complémentaires d’un Gisement découvert, nécessaires à l’élaboration d’un Plan de Développement.\nProduits Pétroliers : Produits dérivés des Hydrocarbures, obtenus notamment du Raffinage ou du traitement et de la transformation du Gaz Naturel, tels que l’essence, le gasoil, le kérosène, les fuel-oils, les lubrifiants, les bitumes, et les Gaz de Pétrole Liquéfié.\nProgramme de Travaux : Description de l’ensemble des engagements de travaux annuels.\nProspecteur : Titulaire d’une Autorisation de Prospection.\nProspection : Travaux permettant la détection d’Hydrocarbures, notamment par l’utilisation de méthodes géologiques et géophysiques, y compris la réalisation de forages stratigraphiques. Un forage stratigraphique est un forage de puits ayant pour finalité la reconnaissance géologique des couches sédimentaires ou autres traversées par ce forage en vue de déterminer les caractéristiques liées au potentiel en Hydrocarbures du Périmètre concerné notamment en matière de roche-mère, réservoir, extensions verticales des couches, et nature des fluides.\nRaffinage : Opérations de séparation du pétrole brut ou du condensat en Produits Pétroliers destinés à l’utilisation directe.\nRecherche : Ensemble des activités de Prospection et les forages visant à mettre en évidence la présence d’Hydrocarbures.\nStockage : Entreposage en surface ou souterrain d’Hydrocarbures, incluant les Gisements déplétés ou les cavités salines, et/ou de Produits Pétroliers comprenant notamment les produits raffinés, le butane, le propane et les Gaz de Pétrole Liquéfié, permettant de constituer des réserves pour assurer l’approvisionnement du Marché National. Les installations permettant cet entreposage ne concernent ni les stockages liés aux Transport par Canalisation, ni ceux liés aux installations de Raffinage, ni ceux liés aux activités d’Exploitation sur champ, ni ceux liés aux installations de séparation des Gaz de Pétroles Liquéfiés.\nSystème de Transport par Canalisation : Une ou plusieurs canalisations transportant des Hydrocarbures, y compris les installations intégrées, et les capacités de stockage liées à ces ouvrages, 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.\nTitre Minier : Permis délivré à ALNAFT en vertu duquel elle autorise l’exercice des activités de Prospection, de Recherche et d’Exploitation d’Hydrocarbures.\nTorchage : Opération consistant à brûler le Gaz Naturel dans l’atmosphère.\nTransfert : Transfert, direct ou indirect, de tout ou partie de droits et obligations, titres et/ou intérêts, réalisé par vente, cession, apport, fusion ou scission, ou toute autre opération juridique, y compris un Changement de Contrôle au sens de la présente loi.\nTransformation : Opérations de séparation des Gaz de Pétrole Liquéfiés, liquéfaction du Gaz, opérations de transformation du Gaz en Produits Pétroliers. La transformation couvre également la pétrochimie et la gazochimieutilisant les Hydrocarbures comme matière première principale.\nTransport par Canalisation : Transport des Hydrocarbures liquides et gazeux et des Produits Pétroliers.\nChapitre 2 – Des principes\nArticle 3 — Les Activités d’Hydrocarbures sont régies par la présente loi et les textes pris pour son application.\nArticle 4 — Les dispositions de la présente loi s’appliquent aux Activités d’Hydrocarbures conduites sur le territoire terrestre et dans les Espaces Maritimes sur lesquels l’Etat exerce sa souveraineté ou ses droits souverains.\nArticle 5 — Les Hydrocarbures découverts ou non découverts situés dans le sol et le sous-sol du territoire terrestre et des Espaces Maritimes sur lesquels l’Etat exerce sa souveraineté ou ses droits souverainssont la propriété exclusive de l’Etat, qui en assure la gestion dans une perspective de développement durable et la valorisation dans les conditions prévues par la présente loi.\nArticle 6 — Les Hydrocarbures constituent des ressources stratégiques de l’économie nationale. L’Etat veille à l’affectation des Hydrocarbures produits pour satisfaire en priorité les besoins du Marché National.\nArticle 7 — Les Activités d’Hydrocarbures sont conduites en appliquant les meilleures techniques et pratiques internationales afin de prévenir, réduire, et gérerles risques y associés.\nL’ensemble des moyens sont mis en œuvre en vue d’une Conservation des Gisements et d’une récupération économique optimales des Hydrocarbures, en veillant à limiter le taux d’épuisement de ces ressources, le tout dans le respect des règles de protection de l’environnement.\nLes règles de Conservation des Gisements d’Hydrocarbures sont fixées par voie règlementaire.\nArticle 8 — Nul ne peut entreprendre des Activités d’Hydrocarbures s’il ne possède les capacités techniques et/ou financières nécessaires pour les mener à bien, et s’il n’a pas été préalablement autorisé conformément aux dispositions de la présente loi.\nArticle 9 — Les Titres Miniers appartiennent à l’Etat. Ils sont délivrés exclusivement à ALNAFT par décret pris en Conseil des Ministres. Les Titres Miniers délivrés ne confèrent pas de droit de propriété sur le sol ou le sous-sol.\nL’attribution d’une Concession Amont ou la conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures est subordonnée à l’obtention par ALNAFT d’un Titre Minier.\nLes conditions et modalités de délivrance des Titres Miniers sont fixées par voie réglementaire.\nArticle 10 — L’exercice des Activités d’Hydrocarbures constitue un acte de commerce.\nToute Personne peut exercer une ou plusieurs de ces activités, sous réserve du respect des dispositions de la présente loi ainsi que de toutes autres dispositions législatives ou réglementaires en vigueur, par le biais d’une entité de droit algérien, d’une succursale d’une société étrangère, ou en s’organisant sous toute autre forme lui permettant d’être considéré comme un sujet fiscal en Algérie.\nArticle 11 — Outre les dispositions prévues par la législation et la réglementation en vigueur, les Activités d’Hydrocarbures sont conduites de manière à prévenir tous risques qui leur sont inhérents.\nL’exercice des Activités d’Hydrocarbures impose le respect des obligations relatives\n– à la sécurité et à la santé des personnes ;\nà l’hygiène et à la salubrité publique ;\naux caractéristiques essentielles du milieu environnant, terrestre ou maritime ;\nau contenu des lois et règlements applicables en matière de protection de l’environnement, de sécurité industrielle et d’utilisation de produits chimiques ;\nà l’utilisation rationnelle des ressources naturelles et de l’énergie ;\nà la protection des ressources aquifères ; et\nArticle 12 — L’importation et la commercialisation des Hydrocarbures et des Produits Pétroliers sur le territoire national sont libres dans le respect de la présente loi.\nArticle 13 — Les sujétions décidées par l’Etat en application de la présente loi donnent lieu à une compensation, à sa charge, dont le montant, les conditions et les modalités d’octroi sont définies par voie réglementaire.\nChapitre 3 – De l’occupation des terrains\nArticle 14 —Dans les conditions définies au présent chapitre, l’Entreprise Nationale, lesParties Contractantes, le Concessionnaire et le Prospecteur peuvent occuper les terrains nécessaires à l’exercice de leurs activités respectives et peuvent procéder ou faire procéder aux travaux d’infrastructures nécessaires à ces activités.\nPour l’application des dispositions de l’alinéa précédent, l’Etat peut autoriser, tant sur les dépendances de son domaine public ou de son domaine privé, que sur les propriétés privées, l’occupation des terrains nécessaires à la réalisation de ces activités, en conformité avec la législation et la réglementation en vigueur, sous réserve des dispositions de la présente loi et de ses textes d’application.\nArticle 15 — L’Entreprise Nationale au titre de la Concession Amont, lesParties Contractantes et le Prospecteur ne peuvent s’opposer à l’installation de canalisations, de câbles ou de toute autre infrastructure dans un Périmètre, ou à l’exercice de toute autre activité quelle que soit sa nature, à condition qu’une telle installation ou activité soit techniquement possible et n’entrave pas la conduite des Opérations Amont.\nArticle 16 — L’Entreprise Nationale, les Parties Contractantes, le Concessionnaire et le Prospecteur peuvent réaliser les ouvrages nécessaires à leurs activités et bénéficier des droits et avantages suivants dans les conditions et formes prévues par la législation en vigueur :\nDe l’occupation des terrains et des droits annexes ; et\ndes servitudes d’accès et de passage et d’aqueduc.\nArticle 17 — L’expropriation par l’Etat des terrains conformément à la législation et à la réglementation en vigueur, est réalisée exclusivement au bénéfice de l’Entreprise Nationale.\nArticle 18 — Les procédures nécessaires à l’octroi des droits énumérés aux articles16 et 17ci-dessus sont initiées auprès de l’autorité habilitée à conférer ces droits, soit par ARH dans le cas d’une Concession de Transport par Canalisation, soit par ALNAFT dans le cas d’une Concession Amont, d’un Contrat d’Hydrocarbures ou d’une Autorisation de Prospection.\nChapitre 4 – Du régime des Données\nArticle 19 — Les Données sont la propriété exclusive de l’Etat. ALNAFT en assure la gestion, la conservation, l’utilisation, la mise à disposition à titre onéreux ou gracieux, ainsi que la diffusion. L’Entreprise Nationale au titre d’une Concession Amont, les Parties Contractantes, et le Prospecteur, sont tenus de communiquer, nonobstant toute disposition législative contraire, lesdites Données à ALNAFT dans les conditions et selon les procédures définies par ALNAFT.\nLe présent article s’applique également aux Données acquises directement par ALNAFT dans l’exercice de ses missions.\nArticle 20 — ALNAFT assure la gestion et la mise à jour de la banque de Données relatives au domaine minier des Hydrocarbures algérien. Les conditions d’accès et de diffusion de tout ou partie de ces Données sont déterminées par ALNAFT.\nALNAFT assure la coordination avec les autres organismes publics en matière de gestion de Données.\nDU CADRE INSTITUTIONNEL\nArticle 21 — Les institutions en charge des Activités d’Hydrocarbures incluent :\nLe Ministre ;\nALNAFT ; et\nChapitre 5 – Du Ministre\nArticle 22 — Outre les attributions qui lui sont confiées, le Ministre a pour missions au titre de la présente loi, notamment:\nde proposer la politique nationale en matière d’Hydrocarbures et de veiller à sa mise en œuvre ;\nde veiller à l’application de la législation et de la règlementation régissant les Activités d’Hydrocarbures ;\nde veiller à la valorisation optimale des ressources nationales d’Hydrocarbures ;\nde solliciter l’attribution à ALNAFT des Titres Miniers;\nde requérir l’approbation des Concessions Amont des Contrats d’Hydrocarbures et de leurs avenants, conformément à la présente loi ;\nd’octroyer les autorisations d’Exploitation des installations relevant du secteur des Hydrocarbures, sur recommandation d’ARH ;\nd’octroyer les Concessions de Transport par Canalisation, sur recommandation d’ARH ; et\nd’octroyer les autorisations d’exercice des activités de Raffinage, de Transformation, de Stockage et de Distribution des Produits Pétroliers, sur recommandation d’ARH.\nChapitre 6 – Des Agences Hydrocarbures\nArticle 23 — ALNAFT et ARH, créées en application de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005 relative aux Hydrocarbures, demeurent dotées de la personnalité juridique et de l’autonomie financière. Elles sont des autorités indépendantes régies par la présente loi.\nArticle 24 — Les Agences Hydrocarbures participent à la mise en œuvre de la politique nationale en matière d’Hydrocarbures.\nArticle 25 — Les Agences Hydrocarbures ne sont pas soumises aux règles applicables à l’administration, notamment en ce qui concerne leur organisation, leur fonctionnement et le statut du personnel qui y exerce.\nArticle 26 — Chaque Agence Hydrocarbures est dotée d’un Conseil de Surveillance et d’un Comité de Direction.\nArticle 27 — Le Conseil de Surveillance est composé de Cinq (5) membres, choisis parmi des personnalités en raison de leur compétence dans les domaines technique, économique et juridique en matière d’Hydrocarbures. Les membres du Conseil de Surveillance, y compris le président, sont désignés par Décret Présidentiel sur proposition du Premier Ministre, pour une durée de trois (3) ans, renouvelable une fois.\nEn cas de vacance par décès, démission, ou tout autre empêchement d’un membre du Conseil de Surveillance, il est pourvu à son remplacement, pour la durée restante du mandat, dans les formes qui ont présidé à sa nomination.\nLe fonctionnement du Conseil de Surveillance ainsi que le régime indemnitaire de ses membres sont fixés par voie réglementaire.\nArticle 28 — Le Conseil de Surveillance assure le suivi et le contrôle de l’exercice des missions du Comité de Direction. A ce titre, il est chargé :\nd’approuver la stratégie, les plans, le budget et le bilan de réalisation de l’Agence Hydrocarbures ;\nd’approuver l’organisation de l’Agence Hydrocarbures proposée par son Comité de Direction ;\nd’approuver la rémunération des membres du Comité de Direction et du secrétaire général ;\nd’approuver le système de rémunération du personnel de l’Agence Hydrocarbures ; et\nLe Conseil de Surveillance adresse au Premier Ministre un rapport annuel qui rend compte des activités de l’Agence Hydrocarbures.\nArticle 29 — LeComité de Directionestcomposé de six (6) membres dont un président. Le président et les autres membres du Comité de Direction sont nommés par décret présidentiel sur proposition du Ministre.\nEn cas de vacance par décès, démission ou révocation d’un membre du Comité de Direction ou du secrétaire général, il est pourvu à son remplacement dans les conditions ayant présidé à sa nomination.\nLes membres du Comité de Direction participent,sans droit de vote, aux réunions du Conseil de Surveillance.\nArticle 30 — Le Comité de Direction adopteun règlement intérieur qui fixe notamment les règles de son fonctionnement, de quorum et de délibération.\nArticle 31 — LeComité de Direction est investi du pouvoir d’agir au nom de l’Agence Hydrocarbures pour l’exercice des missionsqui sont dévolues à cette dernière par la présente loi.Le président du Comité de Direction préside les réunions du Comité de Direction. Il assure la direction de l’Agence Hydrocarbures et dispose des pouvoirs nécessaires, notamment en matière :\nde nomination et de révocation du personnel, à l’exception des membres du Comité de Direction et du secrétaire général ;\nd’applicationde la politique de rémunération du personnel ;\nd’administration des biens de l’Agence Hydrocarbures ;\nd’acquisition, d’échange ou d’aliénation des biens meubles ou immeubles ;\nde représentation de l’Agence Hydrocarbures devant la justice ;\nd’acceptation de mainlevée d’inscription ;\nd’opposition et d’autres droits avant ou après paiement ;\nd’arrêté d’inventaires et de comptes ; et\nde représentation de l’Agence Hydrocarbures pour tous les actes de la vie civile.\nLe président du Comité de Direction peut déléguer une partie de ses pouvoirs.\nArticle 32 — Un secrétaire général est désigné pour chaque Agence Hydrocarbures et nommé par décret présidentiel sur proposition du Ministre. Il agit sous la direction du président du Comité de Direction et l’assiste dans l’administration et le fonctionnement de l’Agence Hydrocarbures.\nLe secrétaire général assiste aux travaux du Comité de Direction et en assure le secrétariat.\nArticle 33 — Les fonctions de membre du Comité de Direction et de secrétaire général sont incompatibles avec toute autre activité professionnelle, tout mandat électif national ou local, tout emploi public et toute détention, directe ou indirecte, d’intérêts dans une entreprise du secteur des Hydrocarbures. Le président, tout membre du Comité de Direction ou le secrétaire général (i) exerçant une des activités mentionnées ci-dessus ou (ii) ayant fait l’objet d’une condamnation judiciaire privative de liberté, est démis de ses fonctions, dans les formes ayant présidé à sa nomination.\nArticle 34 — Les membres du Conseil de Surveillance et les membres du Comité de Direction, le secrétaire général et le personnel de chaque Agence Hydrocarbures exercent leurs fonctions en toute, impartialité et indépendance.\nLes membres du Conseil de Surveillance et les membres du Comité de Direction, le secrétaire général et le personnel de chaque Agence Hydrocarbures sont soumis au secret professionnel concernant les informations et les renseignements dont ils ont connaissance à l’occasion de l’exercice de leurs fonctions, hormis le cas où ils sont obligés ou autorisés par la loià les communiquer.\nArticle 35 — Les Agences Hydrocarburesdisposent chacune d’un patrimoine propre. La comptabilité de chaque Agence Hydrocarbures est tenue en la forme commerciale conformément à la législation et réglementation en vigueur.\nArticle 36 — Le Conseil de Surveillance désigne, sur proposition du Comité de Direction, un commissaire aux comptes chargé de la vérification et de la certification des comptes de l’Agence d’Hydrocarbures, conformément à la législation et à la réglementation en vigueur.\nLes Agences Hydrocarbures sont soumises au contrôle de l’Etat conformément à la législation en vigueur.\nArticle 37 — Les ressources financières des Agences Hydrocarbures sont assurées au moyen de :\nzéro virgule cinq pour cent (0,5%) du produit de la Redevance visée à l’article 169de la présente loi. Le montant correspondant à ce taux est réparti par ALNAFT comme suit :\nsoixante pour cent (60%)pour ALNAFT ; et\nquarante pour cent (40%)pour ARH.\nla rémunération des prestations fournies par chaque Agence Hydrocarbures ; et\ntout autre produit lié à leurs missions respectives.\nArticle 38 —Chaque Agence Hydrocarburesadopte, dans les domaines relevant de sa compétence, des règlements, directives, normes et standards, y compris par référence aux standards internationaux. Elle supervise, contrôle et évalue l’application de ces règlements, directives, normes et standards par toute Personne exerçant des Activités d’Hydrocarbures.\nArticle 39 — Les Agences Hydrocarbures sont habilitées à effectuer tout contrôle entrant dans leurs attributions. A ce titre, chaque Agence Hydrocarbures peut faire appel à des organismes spécialisés ou à des expertsnationaux ou étrangers.\nArticle 40 — Les Agences Hydrocarbures sont habilitées à requérir auprès des Personnes exerçant des Activités d’Hydrocarbures, tout document ou information qu’elles jugent utile ou nécessaire pour l’accomplissement des missions qui leur sont dévolues en vertu de la présente loi, sans que puisse leur être opposé le secret professionnel ou la confidentialité d’ordre technique ou commercial de certains documents pour informations. Les Agences veillent à la confidentialité des documents ou des informations reçus.\nArticle 41 — Dans l’exercice de leurs missions respectives, les Agences Hydrocarbures peuvent conclure avec des tiers des contrats de prestation de services, d’acquisition ou de location de biens.\nArticle 42 — Les Comités de Direction des Agences Hydrocarbures doivent se réunir chaque trimestre,aux fins de concertation et de renforcement de la coordination dansl’exercice de leurs prérogatives et missions respectives.\nSection 1 – ALNAFT\nArticle 43 — ALNAFT est chargée notamment:\nd’évaluerle domaine minier relatif aux Activités Amont, notamment par la réalisationdes études de bassins et l’acquisition de Données, par ses propres moyens ou en ayant recours aux services de tiers;\nde tenir et d’actualiser un état des réserves en Hydrocarbures;\nde promouvoir les investissements dans les Activités Amont ;\ndegérer et de mettre à jour la banque de Données concernant les Activités Amont ;\nd’élaborerles critères et les règles de pré-qualification des Personnes pour les Activités Amont et des Opérateurs Amont ;\nde délivrer les attestations de pré-qualification des Personnes et des Opérateurs Amont ;\nde sélectionner les Périmètres devant faire l’objet de Concessions Amont ou de Contrats d’Hydrocarbures ;\nd’élaborer les modèles d’Acte d’Attribution, de Concession Amont et de Contrats d’Hydrocarbures ;\nd’organiserpour les Activités Amont les appels à la concurrence,incluant la détermination des critères d’évaluation et de qualification applicables, la procédure de soumission des offres et leur évaluation;\nd’octroyer les Autorisations de Prospection ;\nd’octroyerlesActes d’Attribution relatifs aux Contrats d’Hydrocarbures ;\nd’octroyer les Concessions Amont à l’Entreprise Nationale ;\nd’introduire auprès du Ministre, la Concession Amont, l’Acte d’Attribution, le Contrat d’Hydrocarbures et ses avenants, en vue de leurs approbations conformément aux dispositions de la présente loi ;\nd’autoriser, après concertation avec ARH, toute Production Anticipée ;\ndecontrôler l’exécution des Autorisations de Prospection, des Actes d’Attribution, etdes Concessions Amont conformément aux dispositions de la présente loi ;\nd’autoriser ou non tout Transfertau titre de Contrats d’Hydrocarbures ;\nd’approuverles Plans de Développementet leurs mises à jour périodiques ;\ndestatuer, pour les Activités Amont, après concertation avec ARH, sur l’opportunité d’abandons temporaires ou définitifs de sites etsur le programme d’Abandon et de Remise en état des Sites;\ndecontrôlerle respect de la Conservation de Gisement dans le cadre de l’Exploitation des ressources en Hydrocarbures ;\ndetransmettreau Ministre, au mois de janvier de chaque année, les plans à moyen et long termes des Activités Amont ;\ndecollaborer avec les services duMinistère à la définition de la politique sectorielleen matière d’Activités Amont,et à l’élaboration des textes réglementaires régissant les Activités Amont ;\nd’encouragerles activités de recherche scientifique dans le domaine des Activités Amont ;\nde collecter la Redevance et de la reverserà l’administration fiscale après déduction du montant correspondant au pourcentage fixé à l’article 37ci-dessus ;\nde délivrer les autorisations exceptionnelles de Torchage du Gaz des Activités Amont ; et\nde veiller à la promotion du contenu localdans le cadre des Activités Amont.\nSection 2 – ARH\nArticle 44 — ARH est chargée de veiller notamment au respect :\nde la réglementation technique applicable aux Activités d’Hydrocarbures ;\ndes normes et conditions applicables à la construction des infrastructures de Transport par Canalisation et de Stockage ;\nde 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 ;\nde la réglementation en matière d’hygiène, de sécurité industrielle, d’environnement, de prévention et de gestion des risques majeurs, notamment en matière d’émissions atmosphériques,ainsi qu’en matière de protection des nappes phréatiques et des aquifères à l’occasion de l’exercice des activités objet de la présente loi ;\nde l’application des règles techniques, définies par voie règlementaire,garantissant l’intégrité des puits producteurs et injecteurs, la prévention et la gestion des risques sur la santé, la sécurité des personnes et la protection de l’environnement, ainsi que la protection des aquifères, lors des phases de forage, d’Exploitation et d’abandon des puits ;\nde la réglementation en matière d’utilisation de produits chimiques dans le cadre de l’exercice des Activités d’Hydrocarbures ;\ndu contrôle de conformité et de qualité desProduits Pétroliers ;\nde l’application desrèglements, directives, normes et standards établis sur la base des meilleures pratiques industrielles internationales;\nde l’application des sanctions prévues en cas d’infraction aux lois et règlements relatifs à : (i) la réglementation technique applicable aux Activités d’Hydrocarbures, (ii) 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, et (iii) la réglementation en matière de santé, de sécurité industrielle et d’environnement ;\ndes normes et de spécifications du Gaz Naturel, après les opérations de traitement ; et\ndes prescriptions techniques applicables pour le comptage des Hydrocarbures.\nArticle 45 — ARH est également chargée:\nd’élaborer, après concertation avec l’Entreprise Nationale, un plan national de développement des infrastructures de Transport par Canalisation par effluent ;\nd’étudier les demandes d’attribution de Concession de Transport par Canalisation et de soumettre ses recommandations au Ministre ;\nd’élaborerun plan national de développement des infrastructures de Stockage et de Distribution des Produits Pétroliers;\nde recommander au Ministre l’octroi de l’autorisation d’exercer les activités de Raffinage, de Transformation, de Stockage, et de Distribution des Produits Pétroliers ;\nd’établir les spécifications du Gaz Naturel après les opérations de traitement ;\ndedéterminer et notifier les prix de vente des Produits Pétroliers, les prix de cession du Gaz Naturel sur le Marché National, les tarifs de transport par canalisation, le tarif de liquéfaction du Gaz Naturel et le tarif de séparation des Gaz de Pétrole Liquéfiés ;\nd’approuver les études d’impact sur l’environnement, les études de dangers ainsi que les études de risques relatives aux activités de Recherche ;\nd’étudier les demandes d’autorisations d’Exploitation des installations relevant du secteur des Hydrocarbures,et de recommander au Ministre l’octroi des autorisations requises ;\nde veiller à l’application des exigences auxquelles doivent répondre la construction, l’installation et l’exploitation des équipements sous pression (ESP) ainsi que les équipements électriques destinés à être intégrés aux installations à marche continue relevant du secteur des Hydrocarbures, et d’approuver les dossiers techniques y afférents préalablement à leurs constructions. Les modalités d’application du présent paragraphe seront définies par voie réglementaire ;\nde pré-qualifier les bureaux spécialisés en charge d’élaborer les études d’impact sur l’environnement, les études de dangers et toutes autres études de risques ainsi que les bureaux d’expertise chargés du contrôle réglementaire et des inspections techniques. Les modalités d’application du présent paragraphe seront définies par voie réglementaire ;\nd’octroyer les autorisations de mise en produit et de mise sous tension des installations et ouvrages Hydrocarbures. Les modalités et la procédure d’autorisation de mise en produit et de mise sous tension sont définies par voie réglementaire ;\nd’assurerle fonctionnement du système de péréquation et de compensation des tarifs de transport des Hydrocarbures et des Produits Pétroliersdont les modalités de fonctionnement sont fixées par voie réglementaire ;\nde collaborer avec les services du Ministère à la définition de la politique sectorielle en matière d’Hydrocarbures et à l’élaboration des textes réglementaires régissant les Activités d’Hydrocarbures ;\nd’assurerla coordination et le suivi, au niveau du secteur des Hydrocarbures, des questions de développement durable, notamment les questions de changement climatique ;\ndemettre en œuvre le système de reporting et d’estimation des émissions des Gaz à effet de serre du secteur des Hydrocarbures ;\nde délivrer des autorisations exceptionnelles de Torchage du Gaz des Activités Aval ;\nd’édicter ou d’adopter des règles et standards techniques notamment en matière de construction et d’opérations ;\nd’édicter ou d’adopter des règles et standards en matière de sécurité industrielle ;\nde procéder auxconciliationsen cas de différends résultant de l’application de la réglementation relative au libre accès au Système de Transport par Canalisation, auStockage des Produits Pétroliers, y compris en matière tarifaire ;\nde relever et de constater les infractions aux lois et règlements relatifs aux aspects techniques applicables aux Activités d’Hydrocarbures ; et\nd’assurer le respect de la réglementation en matière d’hygiène, de sécurité industrielle et d’environnementpar tout moyen de droit y compris la saisine des juridictions compétentes.\nArticle 46 — ARH est investie de l’autorité de traiter et coordonner,avec les institutions et les administrations concernées, les aspects liés à la protection de l’environnement, à la santé et la sécurité des personnes et à la sécurité industrielle des installations et ouvrages des Activités d’Hydrocarbures.\nChapitre 7 – Des organes de coordination\nArticle 47 — Des organes de coordination peuvent être institués par voie réglementaire, notamment pour faciliter l’exercice des Activités d’Hydrocarbures et organiser la relation avec les institutions, les administrations et les organismes concernés par lesdites activités.\nDES ACTIVITES AMONT\nChapitre 8 – De la Prospection\nArticle 48 — A l’exception des travaux de Prospection entrepris au titre d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures, les travaux de Prospection sur un Périmètre sont exercés après obtention d’une Autorisation de Prospection délivrée par ALNAFT, pour une durée de deux (2) années, renouvelable une seule fois pour une durée maximale de deux (2) années.Les conditions et procédures d’obtention de l’Autorisation de Prospection sont définies par ALNAFT.\nNonobstant les dispositions de l’alinéa précédent, ALNAFT peut conclure des contrats de services de Prospection en relation avec l’exercice de ses missions.\nArticle 49 — L’Autorisation de Prospection confère au Prospecteur un droit non exclusif d’exécuter des travaux de Prospection. Elle n’est pas divisible, amodiable, cessible ou transmissible et elle n’est pas susceptible de garanties ou de sûretés.\nArticle 50 — ALNAFT peut, à tout moment, retirer une Autorisation de Prospection pour les motifs et dans les conditions prévues dans ladite Autorisation.\nArticle 51 — Dans le cas où un Périmètre ou une partie de ce Périmètre objet d’une Autorisation de Prospection en cours de validité, fait l’objet d’un appel à la concurrence pour la conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures, les Prospecteurs ayant réalisé des travaux de Prospection sur ce Périmètre ou une partie de ce Périmètre bénéficient d’un droit de préférence dans les conditions fixées dans l’appel à la concurrence. Les dispositions du présent alinéas’appliquent également aux Prospecteurs dont les Autorisations de Prospection ont expiré depuis une (1) année au maximum avant la date de lancement de l’appel à la concurrence relatif au Périmètre concerné.\nLorsque l’offre d’unde ces Prospecteurs est retenue, les dépenses de Prospection, préalablement approuvées par ALNAFT, sont considérées comme des investissements de Recherche rattachés à l’année d’entrée en vigueur du Contrat d’Hydrocarbures subséquemment conclu.\nArticle 52 — Dans un délai n’excédant pas une (1) année suivant l’expiration de l’Autorisation de Prospection qui lui a été délivrée, l’Entreprise Nationale peut solliciter d’ALNAFT, l’octroi d’une Concession Amont sur tout ou partie du Périmètre ayant fait l’objet de ladite Autorisation.\nEn cas d’octroi d’une Concession Amont en application de l’alinéa ci-dessus, les dépenses de Prospection, préalablement approuvées par ALNAFT, seront considérées comme des investissements de Recherche rattachés à l’année d’entrée en vigueur de la Concession Amont.\nArticle 53 — Dans un délai n’excédant pas une (1) année suivant l’expiration de l’Autorisation de Prospectionqui leur a été délivrée, leProspecteur et l’Entreprise Nationale peuvent demander conjointement à ALNAFTde délivrer un Acte d’Attribution en vue de conclureun Contrat d’Hydrocarburessur tout ou partie du Périmètre ayant fait l’objet de ladite Autorisation, à condition que ce Périmètre n’ait pas été attribué, conformément aux dispositions des articles 92et 93 ci-dessous.\nEn cas de conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures en application de l’alinéa ci-dessus, les dépenses de Prospection, préalablement approuvées par ALNAFT, seront considérées comme des investissements de Recherche rattachés à l’année d’entrée en vigueur du Contrat d’Hydrocarbures.\nArticle 54 — L’octroi d’une Concession Amont ou la conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures sur tout ou partie du Périmètre objet de l’Autorisation de Prospection entraîne la caducité de celle-ci, sans indemnisation, ni droit de recours pour le Prospecteur.\nChapitre 9 – Des dispositions communes aux Concessions Amont et aux Contrats d’Hydrocarbures\nArticle 55 — Les Gisements d’Hydrocarbures ainsi que les puits sont immeubles.\nSont aussi immeubles, les bâtiments, les machines, équipements, matériels et outillages de sondage et autres travaux, établis à demeure, utilisés pour l’Exploitation des Gisements, le stockage et le transport des produits extraits.\nSont immeubles par destination, les machines, engins, matériels et outillages directement affectés à l’Exploitation des Gisements d’Hydrocarbures.\nLes immeubles cités dans le présent article ne sont pas susceptibles d’hypothèque.\nLes Contrats d’Hydrocarbures et les droits en découlant ne peuvent faire l’objet de sûreté ou de garantie.\nArticle 56 — Les Contrats d’hydrocarbures sont régis par le droit algérien. Ils contiennent une clause prévoyant le recours à un mode de règlement amiable des différends avant saisine de la juridiction compétente. Ils peuvent contenir une clause compromissoire permettant, le cas échéant, le règlement des différends par voie d’arbitrage international.\nArticle 57 — L’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, selon le cas, observent dans la conduite des Opérations Amont, les normes et standards généralement admis dans l’industrie des Hydrocarbures, de manière à assurer la Conservation des Gisements et une récupération optimale et durable des Hydrocarbures.\nArticle 58 — Le Contrat d’Hydrocarbures est conclu pour une durée de trente (30) ans à compter de sa date d’entrée en vigueur. Cette durée comprend :\nune Période de Recherche, fixée dans le Contrat d’Hydrocarbures, qui ne peut excéder sept (7) ans à compter de sa date d’entrée en vigueur, sauf prorogation accordée conformément à l’article60 ci-dessous. La Période de Recherche est composée d’une ou plusieurs phases. La durée et le Programme de Travaux minimum de chaque phase ainsi que les conditions de passage d’une phase à une autre sont définis dans le Contrat d’Hydrocarbures ; et\nune Période d’Exploitation, qui débute à la date de notification par ALNAFT, de l’approbation du Plan de Développement du Périmètre d’Exploitation et prend fin à l’échéance du Contrat d’Hydrocarbures.\nLa durée du Contrat d’Hydrocarbures peut être prorogée pour une période ne pouvant excéder dix (10) ans, selon les conditions et modalités fixées dans ledit Contrat.\nArticle 59 — La durée d’un Contrat d’Hydrocarbures portant sur un ou plusieurs Gisements découverts, est de vingt-cinq (25) ans à partir de la date de son entrée en vigueur. Cette durée peut être prorogée pour une période maximale de dix (10) ans, selon les conditions et modalités fixées dans le Contrat d’Hydrocarbures.\nUne Concession Amont portant sur un ou plusieurs Gisements découverts est attribuée par ALNAFT pour la durée fixée conformément à l’article76 ci-dessous.\nArticle 60 — Nonobstant les dispositions de l’articleArticle 58 ci-dessus, l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, selon le cas, peuvent prétendre à une prorogation de la Période de Recherche d’une durée maximale de deux (2) ans, afin d’effectuer les travaux de délinéation d’une découverte réalisée avant l’expiration de la Période de Recherche. Le programme de travaux de délinéation lié à cette prorogation doit être soumis, à l’approbation d’ALNAFT, dans le respect des termes et conditions fixés dans la Concession Amont ou dans le Contrat d’Hydrocarbures.\nUne extension exceptionnelle de la Période de Recherche de six (6) mois peut être accordée par ALNAFT à l’Entreprise Nationale ou aux Parties Contractantes afin d’achever les travaux de forage d’un puits en cours. En cas de découverte, la durée maximale de la prorogation de la Période de Recherche pour la délinéation est de deux (2) ans, diminuée de la durée de l’extension exceptionnelle effectivement utilisée.\nCette prorogation ou extension exceptionnelle de la Période de Recherche est accordée par ALNAFT sur demande motivée de l’Entreprise Nationale ou des Parties Contractantes, introduite au moins soixante (60) Jours avant la fin de la Période de Recherche.\nArticle 61 — Le Périmètre, à l’exclusion du Périmètre d’Exploitation ou de la surface de rétention viséeà l’article66ci-dessous, est réduit, à la fin de chaque phase de la Période de Recherche, selon les termes et conditions fixés dans la Concession Amont ou l’Acte d’Attribution.\nArticle 62 — A la fin de la Période de Recherche, éventuellement prorogée en application de l’article60 ci-dessus, et sous réserve de l’article66 ci-dessous, les surfaces et les horizons géologiques du Périmètre, non couverts par le Plan de Développement soumis à approbation, sont restitués à ALNAFT.\nArticle 63 — L’Entreprise Nationale et les Parties Contractantes peuvent renoncer totalement ou partiellement au Périmètre durant la Période de Recherche dans les termes et conditions prévus dans la Concession Amont ou dans l’Acte d’Attribution.\nSans préjudice des dispositions de l’alinéa précédent et de l’article66ci-dessous, au terme de la Période de Recherche éventuellement prorogée, ALNAFT retire de plein droit la Concession Amont ou l’Acte d’Attribution d’un Contrat d’Hydrocarbures si l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes n’ont pas déclaré de Gisement Commercialement exploitable.\nArticle 64 — Sont déterminées par voie réglementaire, les procédures de sélection et de délimitation :\ndes surfaces sujettes à l’application de l’article66ci-dessous ;\ndes Périmètres d’Exploitation ; et\ndes surfaces restituées.\nArticle 65 — Dans le cas où l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes font une Découverte Fortuite,elles peuvent formuler auprès d’ALNAFT une demandepour l’intégrer dans le Plan de Développement, suivant les modalités et les conditions précisées, selon le cas, dans la Concession Amont ou l’Acte Attribution.\nArticle 66 — Dans le cas où un ou plusieurs Gisements, pour lesquels une déclaration de Gisement Commercial ne peut être présentée, en raison de limitation ou d’absence avérée d’infrastructures de Transport par Canalisation ou de l’absence vérifiable de marché pour la production, l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, selon le cas, peuvent adresser à ALNAFT, avant la fin de la Période de Recherche, une demande de rétention de la surface couvrant ce ou ces Gisements. La période de rétention, d’une durée maximale de cinq (5) ans à compter de la réception de la demande, est déterminée par ALNAFT. Dans le cas où les raisons ayant justifié la rétention sont levées,la période de rétention utilisée n’est pas considérée pour le calcul de la durée contractuelle restante.\nLa surface couvrant le ou les Gisements concernés, la durée de la rétention, ainsi que les études concernant l’absence ou la limitation des infrastructures de Transport par Canalisation et l’absence de marché pour la production, doivent être approuvées par ALNAFT.\nA la fin de la période de rétention, si aucune déclaration de Gisement Commercial n’est présentée, la surface correspondante est restituée à ALNAFT.\nArticle 67 — La Concession Amont ou le Contrat d’Hydrocarbures sont approuvés par décret pris en Conseil des Ministres. Ils entrent en vigueur à la date de la publication du décret d’approbation au Journal officiel de la République Algérienne Démocratique et Populaire. Le dossier d’approbation du Contrat d’Hydrocarbures doit contenir, en plus du Contrat d’Hydrocarbures concerné, l’Acte d’Attribution visé à l’article91ci-dessous.\nLes avenants à un Contrat d’Hydrocarbures et les actes modificatifs d’une Concession Amont, sont soumis à la même procédure d’approbation, sauf dans les cas où leur objet a trait :\n– à un changement de dénomination sociale ou de siège social ;\n– aux Transferts entre Entités Affiliées ; ou\n– à la correction d’erreurs matérielles.\nArticle 68 — Le rôle d’Opérateur Amont est assuré par :\n– l’Entreprise Nationale ou un tiers qu’elle désigne, dans le cadre d’une Concession Amont ;\n– l’une des Parties Contractantes, un organe conjoint ou un tiers désigné par ces dernières, dans le cadre d’un Contrat d’Hydrocarbures.\nLa désignation ou le changement d’Opérateur Amont doit être notifié à ALNAFT.\nArticle 69 — Le Contrat de Participation ou le Contrat de Partage de Production doit contenir une clause de commercialisation conjointe de tous Gaz provenant d’un Périmètre dans le cas où ce Gaz doit être commercialisé à l’étranger. Toutefois, l’Entreprise Nationale peut accepter de commercialiser ce Gaz pour le compte des Parties Contractantes.\nArticle 70 — Les dépenses nécessaires à l’exécution d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures sont, selon le cas, à la charge de l’Entreprise Nationale ou des Parties Contractantes. L’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes assurent la mobilisation des ressources techniques et financières et des équipements nécessaires.\nDans le cas d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque, aucune obligation de financement n’incombe à l’Entreprise Nationale, sauf si le Contrat en dispose autrement.\nArticle 71 — L’Etat n’assume aucune obligation de financement ni de garantie de financement liéesaux Activités Amont et n’est en aucun cas responsable des faits ou actes résultantde leur exercice. En aucun cas, il ne saurait être formulé de réclamations, directement ou indirectement, par toute Personne, à l’encontre de l’Etat ou d’ALNAFT, du fait de tous dommages ou conséquences, de quelque nature que ce soit, résultant des Opérations Amont et/ou de leur conduite.\nArticle 72 — L’Entreprise Nationale, au titre d’une Concession Amont, ou les Parties Contractantes doivent fournir à ARH, régulièrement les informations obtenues lors de la conduite des Opérations Amont, ainsi que les rapports requis dans les formes et selon les périodicités établies par ARH.\nArticle 73 — L’Entreprise Nationale, au titre de chaque Concession Amont, ou les Parties Contractantes, au titre de chaque Contrat d’Hydrocarbures, tiennent une comptabilité conforme à la législation et la réglementation en vigueur.\nArticle 74 — L’Exploitation de Gisements couverts par un Plan de Développement, n’exclut pas l’attribution d’une Concession Amont ou la conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures couvrant des horizons géologiques autres que ceux concernés par ledit Plan de Développement dans le respect des conditions techniques définies par ALNAFT. L’exécution d’une Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures le plus récent ne doit pas entraver l’exécution de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures le plus ancien.\nArticle 75 — L’existence d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures en vigueur sur un Périmètre donné n’empêche pas l’attribution sur tout ou partie du Périmètre, d’un permis minier pour la recherche et l’exploitation de substances minérales ou fossiles autres que les Hydrocarbures. Réciproquement, l’existence d’un permis minier pour la recherche et l’exploitation de substances minérales ou fossiles autres que les Hydrocarbures en vigueur sur un Périmètre donné n’empêche pas l’attribution, sur tout ou partie dudit Périmètre, d’un Titre Minier. L’exécution de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures ou du permis minier, selon le cas, le plus récent ne doit pas entraver l’exécution de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures ou du permis minier le plus ancien.En cas de difficulté d’application des dispositions du présent article, la question sera soumise à l’arbitrage des ministres concernés qui prendront une décision motivée.\nChapitre 10 – De la Concession Amont\nArticle 76 —L’Entreprise Nationale peut exercer seule les Activités Amont,au titre d’une Concession Amont, attribuée par ALNAFT, pour une durée initiale de trente (30) ans.\nUne Concession Amont peut être attribuéepour la Recherche et l’Exploitation ou pour l’Exploitation de Gisements découverts.\nLes périodes de Recherche et d’Exploitation d’un Périmètre sont soumises auxdispositions de l’article 57ci-dessus, à l’exception de celles de son dernier alinéa.\nLa Concession Amontfixe notamment :\nle Périmètre de la Concession Amont;\nles termes et conditions de la Recherche et de l’Exploitation des Hydrocarbures;\nles termes et conditions de réduction et de restitution de surfaces dans le Périmètre de la Concession Amont;\nles conditions de prolongation de sa durée;\nles conditions de son retrait;\nle délai dont dispose l’Entreprise Nationale pour présenter à ALNAFT,pour approbation, le Plan de Recherche ou le Plan de Développement, selon le cas;\nles conditions de rétention de surfaces dans les situations visées à l’article66 ci-dessus ;\nlesmodalités d’information d’ALNAFT, lorsqu’un autre Opérateur Amont est désigné ; et\nlesconditions de sa modification.\nArticle 77 — L’Entreprise Nationale peut décider de transférer une partie de ses droits et obligations dans uneConcession Amont. Dans ce cas, elle conclut avec le cessionnaire un Contrat d’Hydrocarbures, selon l’une des formes prévues à l’article78 ci-dessous en tenant compte du régime juridique afférent au Contrat d’Hydrocarbures retenu, et notamment des dispositions des articles94 à 97 ci-dessous.Ce contrat sera conclu pour la durée visée aux articles57 et 59 ci-dessus, selon le cas, et précisera les termes et conditions économiques, notamment les investissements consentis dans le cadre de la Concession Amont.La Concession Amontconcernée cessera de produire ses effets, dès la publication du décret d’approbation du Contrat d’Hydrocarbures au Journal officiel de la République Algérienne Démocratique et Populaire.\nChapitre 11 – Des dispositions propres aux Contrats d’Hydrocarbures\nSection 1 – Des formes de Contratsd’Hydrocarbures\nArticle 78 — Les Contrats d’Hydrocarbures à conclure par l’Entreprise Nationale avec un ou plusieurs Co-contractant(s) prennent l’une des formes suivantes :\nun Contrat de Participation ;\nun Contrat de Partage de Production ; ou\nun Contrat de Services à Risque.\nSous-section 1 – Du Contrat de Participation\nArticle 79 —Le Contrat de Participation organise entre les Parties Contractantes les modalités d’exercice, à l’intérieur du Périmètre,des activités de Recherche et, en cas de découverte d’un ou plusieurs Gisement(s)Commercialement Exploitable(s), des activités d’Exploitation.\nArticle 80 — Le Contrat de Participation fixe les droits et les obligations des Parties Contractantes, y compris les obligations de financement de chacune d’elles, pendant la Période de Recherche, et en cas de découverte d’un Gisement Commercialement Exploitable, pendant la Période d’Exploitation et ce, en tenant compte des taux de participation des Personnes constituant les Parties Contractantes.\nArticle 81 — Les Hydrocarbures extraits en exécution d’un Contrat de Participation deviennent la propriété des Parties Contractantes au Point de Mesure.Chacune des Parties Contractantes dispose des Hydrocarbures extraits qui lui reviennent, sous réserve des dispositions des articles 69, 123 et 124de la présente loi. Ces Hydrocarbures sont soumis à la fiscalité applicable aux Parties Contractantes, conformément à la présente loi.\nArticle 82 — Sous réserve des dispositions prévues aux articles 114 et 115 ci-dessous, les installations réalisées en exécution d’un Contrat de Participation sont la propriété des Parties Contractantes.\nArticle 83 — Les Parties Contractantes assurent le financement des Opérations Amont au prorata de leurs participations respectives dans le Contrat de Participation.\nLes obligations de contribution, au titre de la Période de Recherche, relativeà la participation de l’Entreprise Nationale prévue à l’article 94ci-dessous, peuvent être supportées par les Co-contractants, au prorata de leurs participations respectives, pour le compte de l’Entreprise Nationale. Ces avances de fonds sont consenties à l’Entreprise Nationale aux conditions prévues dans le Contrat de Participation.\nArticle 84 — Un accord d’opérations est conclu par les Parties Contractantes. Il précise, pour la conduite des Opérations Amont, les missions de l’Opérateur Amont agissant au nom et pour le compte des Parties Contractantes.\nSous-section 2 – Du Contrat de Partage de Production\nArticle 85 — Le Contrat de Partage de Production organise entre les Parties Contractantes les modalités d’exercice, à l’intérieur du Périmètre, des activités de Recherche, et, en cas de découverte d’un ou plusieurs GisementsCommercialement Exploitables, des activités d’Exploitation.\nLe Contrat de Partage de Production définit les mécanismes de partage de production, notamment la production destinée au remboursement des coûts pétroliers et à la rémunération du Co-contractant étranger, l’ordre de priorité de remboursement des coûts pétroliers, ainsi que les modalités et les limites d’enlèvement des quantités d’Hydrocarbures lui revenant, conformément aux dispositions de la présente loi.\nSous réserve des dispositions prévues aux articles 114 et 115 ci-dessous, les installations réalisées en exécution d’un Contrat de Partage de Production sont la propriété de l’Entreprise Nationale.\nLes Hydrocarbures extraits deviennent au Point de Mesure la propriété de l’Entreprise Nationale qui s’acquitte de la fiscalité qui lui est applicable, conformément à la présente loi.\nLa rémunération du Co-contractant étranger est soumise à l’Impôt sur la Rémunération prévu à l’article 195 ci-dessous. LeCo-contractant étranger dispose librement de la part de production lui revenant au titre du remboursement des coûts pétroliers et de sa rémunération nette au Point de Livraison, conformément aux conditions et modalités définies dans le Contrat de Partage de Production.\nArticle 86 — Le Co-contractant étranger assure le financement des Opérations Amontselon les modalités et conditions définies dans le Contrat de Partage de Production.\nSans préjudice des dispositions de l’article70ci-dessus, l’Entreprise Nationale dispose d’une option de participation dans le financement des Opérations Amont suivant les modalités et conditions définies dans le Contrat de Partage de Production.\nArticle 87 — Un accord d’opérations est conclu par les Parties Contractantes. Il précise, pour la conduite des Opérations Amont, les missions de l’Opérateur Amont agissant au nom et pour le compte de l’ensemble des Parties Contractantes.\nSous-section 3 – Du Contrat de Services à Risque\nArticle 88 — Le Contrat de Services à Risque organise entre les Parties Contractantes les modalités d’exercice, à l’intérieur du Périmètre, des activités d’Exploitation, et, le cas échéant, de Recherche, suivant les conditions et les modalités qu’il définit.\nLe Contrat de Services à Risque définit les mécanismes de partage des revenus, destinés au remboursement des coûts pétroliers et à la rémunération du Co-contractant étranger, l’ordre de priorité de remboursement des coûts pétroliers, ainsi que la limite de la part des revenus du Co-contractant étranger, conformément aux dispositions de la présente loi.\nSous réserve des dispositions prévues aux articles 114 et 115 ci-dessous, les installations réalisées en exécutiond’un Contrat de Services à Risque sont la propriété de l’Entreprise Nationale.\nLes Hydrocarbures extraits deviennent au Point de Mesurela propriété de l’Entreprise Nationale qui s’acquitte de la fiscalité applicable, conformément à la présente loi.\nLa rémunération du Co-contractant étranger est soumise à l’Impôt sur la Rémunération prévu à l’article 195 ci-dessous. Le Co-contractant étranger perçoit un revenu en numéraire au titre du remboursement des coûts pétroliers et de sa rémunération nette, conformément aux conditions et modalités définies dans le Contrat de Services à Risque.\nArticle 89 — Le Co-contractant étranger assure le financement des Opérations Amontselon les modalités et conditions définies dans le Contrat de Services à Risque.\nSans préjudice des dispositions de l’article70 ci-dessus, l’Entreprise Nationale dispose d’une option de participation dans le financement des Opérations Amont suivant les modalités et les conditions définies dans le Contrat de Services à Risque.\nArticle 90 — La responsabilité de la conduitedes Opérations Amont et les missions de l’Opérateur Amont sont définies dans un Accord d’Opérations signé par les Parties Contractantes.\nSection 2 – De la conclusion des Contrats d’Hydrocarbures\nArticle 91 — Pour la conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures,ALNAFT octroie par un Acte d’Attribution, le droit aux Parties Contractantes d’exercer des Activités de Recherche et/ou d’Exploitation sur un Périmètre.\nL’Acte d’Attribution signé par ALNAFT définit notamment :\nle Périmètre objet du Contrat d’Hydrocarbures ;\nla désignation des Parties Contractantes ;\nle Plan de Recherche ;\nles conditions et modalités de restitution totale et de rendus de surfaces ;\nles modalités d’approbation du Plan de Développement ;\nles modalités de notification par les Parties Contractantes de la désignation et le changement de l’Opérateur Amont;\nles prescriptions relatives aux Transferts et au Changement de Contrôle ;\nles cas et les conditions de sa suspension ou de son retrait ainsi que leurs effets sur le Contrat d’Hydrocarbures ; et\nles conditions et modalités de transfert de l’exercice des activités de Recherche et/ou d’Exploitation des Hydrocarbures à l’Entreprise Nationale, à l’expiration ou après résiliation du Contrat d’Hydrocarbures.\nArticle 92 — Les Contrats d’Hydrocarbures sont conclus par les Parties Contractantes à l’issue d’un appel à concurrence organisé par ALNAFT. Les règles régissant l’appel à concurrence ainsi que les conditions et modalités de soumission et de sélection des offres pour la conclusion d’un Contrat d’Hydrocarbures sont définies par ALNAFT.\nL’appel à la concurrence prévoit, notamment, la forme contractuelle, les termes du modèle de contrat à conclure,les critères de sélection et, le cas échéant, les exigences particulières auxquelles il faut satisfaire pour la conclusion des Contrats d’Hydrocarbures.\nLes Personnes qui répondent à l’appel à la concurrence doivent disposer de l’attestation de pré-qualification délivrée par ALNAFT sur la base de règles et critères que cette Agence définit.\nArticle 93 — L’Entreprise Nationalepeut conclure un Contrat d’Hydrocarbures en gré à gré, après concertation avec ALNAFT qui délivre à cet effet un Acte d’Attribution.\nSection 3 – De la participation au Contrat d’Hydrocarbures\nArticle 94 — Dans le cas d’un Contrat de Participation, le taux de participation de l’Entreprise Nationale est fixé à un minimum de cinquante et un pour cent (51%).\nArticle 95 — Dans le cas d’un Contrat de Partage de Production, la part de production mise à la disposition du Co-contractant étranger au Point de Livraison, pour le remboursement de ses coûts pétroliers et au titre de sa rémunération nette après paiement de l’Impôt sur la Rémunération, ne peut dépasser quarante-neuf pour cent (49%) de la production totale issue du Périmètre d’Exploitation.\nArticle 96 — Dans le cas d’un Contrat de Services à Risque, le paiement en numéraire au Co-contractant étranger, à titre de remboursement de ses coûts pétroliers et de sa rémunération nette après paiement de l’impôt sur la rémunération, ne peut dépasser quarante-neuf pour cent (49%) de la valeur de la production totale issue du Périmètre d’Exploitation.\nArticle 97 — Le pourcentage de participation de l’Entreprise Nationale au financement de l’investissement, au titre du Contrat d’Hydrocarbures, est déterminé, après une concertation entre ALNAFT et l’Entreprise Nationale, et mentionné dans d’appel à la concurrence ou à l’occasion d’un gré à gré.\nSection 4 – Des Transferts au titre des Contrats d’Hydrocarbures\nArticle 98 — Les intérêts résultant d’un Contrat d’Hydrocarbures,ainsi que les droits et obligations attachés à ces intérêts sont cessibles et transmissiblesaux conditions fixées dans l’Acte d’Attribution et le Contrat d’Hydrocarbures, dans le respect des dispositions du présent chapitre et celles de l’article207 ci-dessous.\nArticle 99 —Les Parties Contractantes peuvent, individuellement ou collectivement, directement ou indirectement, proc²éder à un Transfert des droits et obligations qu’elles tiennent du Contrat d’Hydrocarbures,y compris lorsque l’opération résulte d’un Changement de Contrôle. Le Transfert peut intervenir entre les Parties Contractantes ou au profit d’un tiers à condition que ce dernier réponde aux exigences de l’article 8de la présente loi.\nLes dispositions de l’alinéa précédent s’appliquent à la partie de la participation de l’Entreprise Nationale qui dépasse le taux minimal de 51%.L’Entreprise Nationale peut transférer tout ou partie de ses droits et obligations correspondant à la différence entre son taux de participation dans le Contrat d’Hydrocarbures et le taux minimal de 51% prévu par la présente loi.\nTout Transfert doit être préalablement approuvé par ALNAFT, dans un délai de quatre-vingt-dix (90) Jours à compter de la réception de la demande de Transfert,selon les principes et modalités définis dans le Contrat d’Hydrocarbures et l’Acte d’Attribution. La demande de Transfert doit notamment comporter le détail des modalités et des conditions économiques et financières du Transfert. ALNAFT peut se faire assister par tout expert disposant des compétences pour examiner un Transfert soumis à son approbation.\nArticle 100 — Sauf lorsque le Transfert intervient au profit d’une Entité Affiliée, l’Entreprise Nationale dispose d’un droit de préemption à l’occasion de tout Transfert d’intérêts dans un Contrat d’Hydrocarbures. L’Entreprise Nationale peut exercer ce droit dans un délai qui ne peut excéder soixante (60) Jours à compter de la date de réception d’une copie de la demande de Transfert, communiquée par ALNAFT. Le droit de préemption s’exerce aux mêmes conditions et modalités que le Transfert projeté. A défaut de respecter ce délai, l’Entreprise Nationale est réputée avoir renoncé à son droit de préemption.\nArticle 101 — En cas de Changement de Contrôle d’une des Personnes constituant les Parties Contractantes, le Ministre peut décider de l’incompatibilité de cette opération avec le maintien de la participation de la Personne concernée au Contrat d’Hydrocarbures. Cette faculté est exercée dans les quatre-vingt-dix (90) Jours à compter de la réception par ALNAFT des informations et documents afférents audit Changement de Contrôle.\nDans ce cas, les droits et obligations de ladite Personne sont transférés à l’Entreprise Nationale et/ou aux autres Parties Contractantes, moyennant une juste indemnisation.\nArticle 102 — Tout Transfert intervenu en violation des dispositions de la présente loi est nulet de nul effet.\nArticle 103 — Les modalités d’application des dispositions du présent chapitre sont fixées par voie règlementaire.\nChapitre 12 – Des Accords d’Unitisation\nArticle 104 — Dans le cas où l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractant esconstatent qu’un Gisement s’étend à l’intérieur d’un Périmètre mitoyen couvert par une autre Concession Amont ou par un autre Contrat d’Hydrocarbures, elles informent ALNAFT du prolongement de ce Gisement sur le Périmètre mitoyen.\nALNAFT informe, le cas échéant, les parties concernées par le Périmètre mitoyen, du prolongement du Gisement mis en évidence et notifie aux parties concernées l’obligation de mettre au pointun Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisement qui sera soumis à son approbation.\nEn cas d’incidence du Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisementsur les Plans de Développement préalablement approuvés par ALNAFT, les modifications nécessaires auxdits plans sont apportées et soumises pour approbation à ALNAFT.\nChaque Concession Amont et chaque Contrat d’Hydrocarbures demeurent soumis aux termes économiques et fiscaux qui lui sont applicables.\nLes dispositions du présent article ne s’appliquent pas aux Hydrocarbures contenus dans les formations géologiques argileuses et/ou schisteuses imperméables ou à très faible perméabilité.\nArticle 105 — Dans le cas où les parties concernées ne s’accordent pas sur un Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisement, dans un délai de six (6) mois à la suite de la notification adressée par ALNAFT conformément à l’article 104ci-dessus, ALNAFT désigne, aux frais des parties concernées, un expert indépendant chargé d’établir un Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisement.Les frais de l’expert indépendant sont répartis suivant une règle définie par ALNAFT.\nCe Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisement est obligatoire pour les parties concernées dès sa notification par ALNAFT.\nLes parties concluent un Accord d’Unitisation,sur la base du Plan Conjoint de Développement et d’Exploitation du Gisement notifié par ALNAFT. Cet accord désigne un Opérateur Amont.\nSi l’un des Contrats d’Hydrocarbures concernés par l’Accord d’Unitisation prend fin avant le terme de ce dernier, le Périmètre y afférent estrécupéré par ALNAFTqui pourra en confier l’Exploitation à l’Entreprise Nationale conformément à l’article91ci-dessus.\nArticle 106 — Dans le cas où l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes constatent qu’un Gisement s’étend sur un ou plusieurs autres Périmètres qui ne sont pas objet d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures ou qui ne sont pas confiés à l’Entreprise Nationale conformément à l’article91ci-dessus, lesaires géographiques correspondantes peuvent être intégrées au Périmètre couvert par la Concession Amont ou par le Contrat d’Hydrocarbures concerné.\nLes conditions d’adjonction de ces aires géographiques au Périmètre concerné, notamment le paiement à l’administration fiscale d’un droit d’accès non déductible, sont fixées par ALNAFT. Cette adjonction entraîne la modification de la Concession Amont ou de l’Acte d’attribution, qui prévoit notamment les modalités de paiement du droit d’accès.\nLes dispositions du présent article ne s’appliquent pas aux Hydrocarbures contenus dans les formations géologiques argileuses ou schisteuses imperméables ou à très faible perméabilité.\nArticle 107 — Dans le cas où un Gisement s’étend au-delà du territoire national, ALNAFT doit être informée par écrit par l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, de ce prolongement transfrontalier.\nChapitre 13 – De la découverte et de la mise en production\nArticle 108 — La découverte d’un Gisement estnotifiéeà ALNAFT dans les conditions et délais fixés dans la Concession Amont ou l’Acte d’Attribution. ToutGisement déclaré commercialement exploitable fait l’objet d’un Plan de Développement éventuellement actualisé, notamment pour intégrer tout nouveau Gisement Commercialement Exploitable.\nL’ensemble des Gisements Commercialement Exploitables au titre d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures fait l’objet d’un seul et même Plan de Développement.\nArticle 109 — Suivant les modalités et les principes définis dans la Concession Amont ou le Contrat d’Hydrocarbures, un projet de plan de développement est présenté, pour approbation, à ALNAFT. Ce projet précise notamment la délimitation du ou des Gisement(s)à exploiter,le ou les Points de Mesure retenus pour le comptage des Hydrocarbures extraits, ainsi que le Point de Livraison. Le Plan de Développement doit permettre l’optimisation de la production pendant toute la durée de vie du Gisement.\nLe Plan de Développement et toute révision dudit plan doit faire l’objet d’une approbation par ALNAFT dans un délai de soixante (60)Jours à compter de la date de sa soumission.\nArticle 110 — L’Entreprise Nationale etles Parties Contractantessoumettent annuellement à ALNAFTles Programmes de Travaux,selon les modalités et dans les délais prévus dans la Concession Amont ou le Contrat d’Hydrocarbures, en vue du contrôle de leur conformité au Plan de Développement.\nToute modification du Programme de Travaux doit être préalablement soumise, selon les modalités et dans les délais prévus dans la Concession Amont ou le Contrat d’Hydrocarbures, à l’approbation d’ALNAFT.\nArticle 111 — L’Entreprise Nationale transmet à ALNAFT un état annuel des réserves d’Hydrocarbures, selon des modalités définies par ALNAFT.\nChapitre 14 – De la Production Anticipée\nArticle 112 — Durant la Période de Recherche, ALNAFT peut, après concertation avec ARH, autoriser l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes à effectuer une Production Anticipée, à partir d’un ou de plusieurs puits pour une durée qu’elle fixe. La demande de la Production Anticipée spécifie le programme d’évaluation de ce ou ces puits.\nArticle 113 — L’autorisation de Production Anticipée délivrée par ALNAFT fixe les conditions selon lesquelles l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, selon le cas, disposent de la Production Anticipée ou,le cas échéant, du revenu qui en découle. Cette Production Anticipée est soumise à la Redevance Forfaitaire prévue à l’article 200ci-dessous.\nChapitre 15 – Du transfert de la propriété des biens utilisés pour les Opérations Amont\nArticle 114 — Lorsque le Contrat d’Hydrocarbures arrive à son terme, fait l’objet de résiliation ou de renonciation totale, ou en cas de retrait de l’Acte d’Attribution, les Parties Contractantes restituent le Périmètre à ALNAFT et procèdent au transfert à cette dernière de tous les biens immobiliers, installations, équipements et autres actifs de nature similaire, en bon état de fonctionnement et permettant l’exercice des activités de Recherche et d’Exploitation.\nLa restitution et le transfert s’effectuent sans indemnité, frais ou paiement quelconque à la charge d’ALNAFT.\nArticle 115 — ALNAFT notifie aux Parties Contractantes, la liste des installations et ouvrages dont elle désire le transfert de propriété au moins trois (3) années avant le terme du Contrat d’Hydrocarbure.\nLes Parties Contractantes conservent la propriété des biens et des installations qui ne sont pas accessoires ou connexes au Périmètre.\nArticle 116 — L’arrivée à terme du Contrat d’Hydrocarbures ou le retrait de l’Acte d’Attribution ne dispense pas les Parties Contractantes d’une éventuelle obligation de réparation ou d’indemnisation en cas de dommage causé, conformément aux dispositions légales en vigueur.\nChapitre 16 – De l’Abandon et de la Remise en étatdes Sites\nArticle 117 — Les opérations d’Abandon et de Remise en état des Sites relatives à la Période de Recherche sont à la charge et sous la responsabilité de l’Entreprise Nationale au titre de la Concession Amontet des Parties Contractantespour ce qui concerne leContrat d’Hydrocarbures :\npour toute partie du Périmètre rendue en vertu des dispositions des articles 61 et 62 ci-dessus ; ou\npour le Périmètre, à la fin de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures, pour quelque motif que ce soit.\nArticle 118 — Les opérations d’Abandon et de Remise en état des Sites au terme de la Période d’Exploitation sont financées par les provisions constituées chaque année civile à cet effet, à compter de la date de mise en production par l’Entreprise Nationale au titre de la Concession Amont ou par les Parties Contractantes au titre du Contrat d’Hydrocarbures.\nLes montants de ces provisions sont versés dans des comptes bancaires ouverts par l’Entreprise Nationale qui en assure la gestion afin de procéder, sous sa responsabilité,aux opérations d’Abandon et de Remise en état des Sitesà la fin de l’Exploitation.\nDans le cas où un puits, un ouvrage ou une partie d’une installation cesse d’être utilisé pour la production du Périmètre d’Exploitation, il est procédé à son Abandon et à la Remise en état des Sites, à la charge de l’Entreprise Nationale pour ce qui concerne la Concession Amont ou des Parties Contractantespour ce qui concerneleContrat d’Hydrocarbures. Les dépensescorrespondantessontconsidérées comme des coûtsopératoires et ne sont pas prélevées sur les provisions constituées en application du présent article.\nToute modification du programme d’Abandon et à la Remise en état des Sites doit être approuvée par ALNAFT.\nLes modalités de détermination du coût du programme d’Abandon et de Remise en état des Sites, dela révision périodique de ce coût et du calcul de la provision annuelle et son Indexation, sont définies par voie règlementaire.\nArticle 119 — Lemontant de la provision versée au titre de chaque année civile est considéré comme un coût pétrolier de l’exercice y afférent.\nArticle 120 — Le contrôle de l’Abandon et la Remise en état des Sites s’effectue par ARH en collaboration avec les services de la Wilaya territorialement compétents.\nChapitre 17 – Des limitations de production d’Hydrocarbures\nArticle 121 — Pour des raisons liées aux objectifs de la politique nationale en matière d’Hydrocarbures, des limitations de production d’Hydrocarbures peuvent être appliquées de manière exceptionnelle et limitée dans le temps.\nArticle 122 — Les limitations de production d’Hydrocarbures font l’objet d’une décision du Ministrequi en fixe les quantités, la date d’effet etla durée. ALNAFT met en œuvre équitablement la répartition de ces limitations, aux différents Périmètres d’Exploitation sur la base de leurs productions respectives et des contraintes techniques.\nChapitre 18 – De la contribution aux besoins du Marché National\nArticle 123 — La satisfaction des besoins du Marché National en Hydrocarbures constitue une priorité.L’approvisionnement du Marché National en Hydrocarbures est assuré par l’Entreprise Nationale.\nALNAFT peut demander au Co-contractant de contribuer à la satisfaction des besoins du Marché National en Hydrocarbures. Les termes, conditions et modalités de contribution du Co-contractantà l’approvisionnement du Marché National en Hydrocarbures sont définis dansl’Acte d’Attribution et repris dans le Contrat d’Hydrocarbures.\nLes quantités d’Hydrocarbures prélevées au titre de la contribution du Co-contractant sont cédées à l’Entreprise Nationale.\nArticle 124 — Le prix de cession des quantités d’Hydrocarbures liquides prélevées au titre de la contribution du Co-contractant visée à l’article 123 ci-dessus, est le prix de base déterminé conformément aux dispositions de l’article 208 ci-dessous.\nLe prix de cession des quantités de Gaz prélevées au titre de la contribution visée à l’article 123ci-dessus, est la moyenne des prix pondérés par les quantités de Gaz des différents contrats de vente, issues du Périmètre objet du Contrat d’Hydrocarbures concerné, déterminés conformément aux dispositions de l’article 209ci-dessous.\nArticle 125 — Les besoins du Marché National en Gaz à moyen et à long termes, qui ne peuvent être couverts par l’Entreprise Nationale, sont déterminés par ALNAFT quatre-vingt-dix (90) Jours avant le début de chaque année civile.\nALNAFT procède à l’évaluation de ces besoins en concertation avec l’autorité chargée de la régulation du gaz et l’Entreprise Nationale, sur la base des informations et données fournies par ces dernières.\nArticle 126 — Toute production de gaz d’un Périmètre, destinée à approvisionner le Marché National, à l’exception des besoins pour la réinjection et le Cyclage, doit être conforme aux spécifications du Gaz Naturel.\nChapitre 19 – Du contenu local\nArticle 127 — Le Contrat d’Hydrocarbures inclutdes stipulations qui accordent une préférence aux entreprises algériennes pour la fourniture de biens et de services produits en Algérie pour autant que les conditions de prix, de qualité et les délais de livraison soient compétitifs.\nLes Parties Contractantes et leurs sous-traitants ont recours en priorité au personnel algérien pour les besoins des Opérations Amont. A cette fin, les Parties Contractantes prennent en charge, et assurent, directement ou indirectement, au début des Opérations Amont, la formation de personnel algérien couvrant l’ensemble des qualifications requises pour la conduite des Opérations Amont, dans les conditions fixées dans le Contrat d’Hydrocarbures.\nDES ACTIVITES AVAL\nChapitre 20 – Dispositions générales applicables aux Activités Aval\nArticle 128 — Sousréserve des dispositions de la présente loi, les Activités Aval sont soumises aux dispositions de droit commun.\nChapitre 21 – Du Transport par Canalisation\nArticle 129 — Sous réserve des dispositions de l’article 134ci-dessous de la présente loi, les activités de Transport par Canalisation des Hydrocarbures sont exercées par l’Entreprise Nationalesur la based’une Concessionde Transport par Canalisation octroyée par arrêté du Ministre.\nLa demande de Concession de Transport par Canalisation est soumise à ARH qui formule une recommandation au Ministre.\nLes termes et les conditions de la Concession de Transport par Canalisation sont définis dans le cahier des charges, annexé à l’arrêté du Ministre.\nArticle 130 — L’Entreprise Nationale assure le transport de toute production d’Hydrocarbures, à partir du Point d’Entrée au Système de Transport par Canalisation.\nArticle 131 — Un arrêté du Ministre définit les canalisations d’Hydrocarburesgazeux relevant du secteur des Hydrocarbures et les canalisations qui font partie du réseau de Gaz desservant exclusivement le Marché National.\nArticle 132 — LesConcessions de Transport par Canalisation sont octroyées pour une durée de trente (30) ans. Cette durée peut être prorogée aux conditions fixées dans la Concession de Transport par Canalisation.\nArticle 133 — Le droit d’utilisation des infrastructures de Transport par Canalisation des Hydrocarbures est garanti sur la base du Principe du Libre Accès des Tiers moyennant le paiement d’un tarif non discriminatoire.\nArticle 134 — Les concessions de transport pour les canalisations internationales arrivant aux frontières du territoire national pour le traverser totalement ou partiellement et les canalisations internationales dont l’origine est sur le territoire national, sont octroyées par le Ministre, après approbation du Conseil des Ministres.\nLes canalisations internationales arrivant de l’extérieur du territoire national pour le traverser, totalement ou partiellement, sont soumises à un droit de passage.\nLes termes et les conditions de la Concession de Transport par Canalisation objet du présent chapitre, notamment ceux se rapportant au droit de passage, sont définis et précisés dans le cahier des charges annexé à l’arrêté du Ministre.\nLe Ministre peut exiger une prise de participation par l’Entreprise Nationale, lorsqu’elle n’est pas associée, dans toute Concession de Transport par Canalisation octroyée dans le cadre du présent article.\nArticle 135 — Les principes de détermination de la tarification du Transport par Canalisationprennent en compte les éléments suivants :\noffrir le tarif le plus bas possible pour les utilisateurs des infrastructures de Transport par Canalisation tout en respectant la législation et la réglementation applicables et en assurant la continuité du service ; et\npermettre au Concessionnaire de couvrir ses charges d’exploitation , y compris la provision d’abandon, de payer ses impôts, droits et taxes, d’amortir ses investissements et les frais financiers et de réaliser un taux de rentabilité raisonnable.\nArticle 136 — Sont définies par voie réglementaire:\nles procédures de demande d’une Concession de Transport par Canalisation ;\nles procédures d’obtention des autorisations de construction ;\nles procédures de contrôle et de suivi de la construction et d’exploitation ;\nla tarification et la méthodologie de calcul du tarif de Transport par Canalisation;\nles modalités de la régulation du Principe du Libre Accès des Tiers ; et\nles prescriptions techniques relatives au comptage des Hydrocarbures.\nArticle 137 — Le Concessionnaire doit assurer la continuité du service de Transport par Canalisation, sauf cas de force majeure.\nLe Concessionnaire doit prendre en charge tous les coûts d’Abandon et Remise en état du Site prévus par la Concession de Transport par Canalisation conformément aux règlements en vigueuren matière de sécurité industrielle et d’environnement.\nArticle 138 — Au terme d’une Concession de Transport par Canalisation, en cas de renonciation totale ou de son retrait, la propriété de tous les ouvrages et installations permettant l’exercice des opérations revient à l’Etat à titre gracieux et libre de toutes charges. Les ouvrages à transférer par le Concessionnaire doivent être opérationnels et en bon état de fonctionnement.\nLorsque l’Etat renonce au transfert de propriété d’un ouvrage, le Concessionnaire prend en charge tous les coûts d’Abandon et Remise en état des Sites prévus par la Concession de Transport par Canalisation conformément à la règlementation en vigueur en matière de sécurité industrielle et d’environnement.\nArticle 139 — La Concession de Transport par Canalisation prévoit les termes et conditions de constitution par le Concessionnaire, pendant la durée de la Concession de Transport par Canalisation des provisions destinées à faire face aux coûts d’Abandon et Remise en état des Sites, conformément aux articles 144à 147ci-dessous.\nChapitre 22 – Du Raffinage et de la Transformation\nArticle 140 — Les activités de Raffinage et de Transformation sont exercéesparl’Entreprise Nationale, seule ou en association avec toute Personne Algérienne et/ou toute personne morale de droit étranger,après autorisation du Ministre, sur recommandation d’ARH.\nPour l’exercice de ces activités en association avec une personne morale de droit étranger, le taux de participation minimum de la Personne Algérienne, incluant la participation de l’Entreprise Nationale, est fixé conformément à la législation en vigueur.\nLes règles et les conditions d’exercice des activités de Raffinage et de Transformation sont définies par voie réglementaire.\nChapitre 23 – Du Stockage et de la Distribution des Produits Pétroliers\nArticle 141 — Les activités de Stockage et de Distribution des Produits Pétroliers sont exercées par toute Personne Algérienne, seule ou en association avec toute autre Personne, conformément à la législation en vigueur, après autorisation du Ministre, selon les conditions et modalités fixées par voie règlementaire.\nPour l’exercice de ces activités, le taux de participation minimum de la Personne Algérienne est fixé conformément à la législation en vigueur.\nArticle 142 — Toute Personne a le droit d’utiliser les infrastructures de Stockage des Produits Pétroliers sur la base du Principe de Libre Accès des Tiers moyennant le paiement d’un tarif non discriminatoire.\nArticle 143 — Toute Personne envisageant de réaliser un projet de Stockage souterrain d’Hydrocarbures et de Produits Pétroliers,doit élaborer et soumettre, à l’approbation d’ARH, une étude de faisabilité et un plan de gestion des risques.\nLes conditions et modalités d’application du présent articlesont définies par voie réglementaire.\nChapitre 24 – De l’Abandon et de la Remise en état des Sites au titre d’une Concessionde Transport par Canalisation\nArticle 144 — Le contrôle de l’Abandon et de la Remise en état des Sites au titre d’une Concession de Transport par Canalisation est effectué par ARH en collaboration avec les services de la Wilaya territorialement compétents.\nArticle 145 — Le Concessionnaire procède, à sa charge et sous sa responsabilité, à l’Abandon et la Remise en état des Sites. A cet effet, il doit constituer une provision, pour chaque année civile à compter de la mise en exploitation.\nLe montant de cette provision est versé,chaque année civile, dans un compte bancaire ouvert par le Concessionnaire qui en assure la gestion afin de procéder, sous sa responsabilité, aux opérations d’Abandon et de Remise en état des Sites à la fin de la Concession.\nLe montant de cetteprovision constitue une charge d’exploitation au titre de l’exercice y afférent.\nArticle 146 — Le programme d’Abandon et de Remise en état des Sites, ainsi que le coût y afférent doivent faire partie intégrante du plan de réalisation et d’exploitation du Système de Transport par Canalisation.\nArticle 147 — Les modalités de détermination du coût du programme d’Abandon et de Remise en état des Sites pour la Concession de Transport par Canalisation, de la révision périodique de ce coût et du calcul de la provision annuelle et son Indexation, sont définies par voie règlementaire.\nChapitre 25 – De la détermination du prix de vente du Gaz Naturel et des Produits Pétrolierspourle Marché National\nArticle 148 — Le prix de vente du Gaz Naturel à un client, dont les quantités annuelles consommées sur le territoire nationalpour ses propres besoins sont supérieures ou égales au seuil défini par arrêté du Ministre, est librement négocié.Pour ces quantités, le client doit conclure un contrat de vente et d’achat de Gaz Naturel pourle Marché National avec l’Entreprise Nationale et/ou le Co-contractant.\nSans préjudice des dispositions de l’article 133ci-dessus, le client bénéficie du droit d’accès au réseau de transport du gaz conformément à la législationrelative à la distribution du gaz par canalisation.\nArticle 149 — Leprixde vente du Gaz Naturel aux producteurs d’électricité et aux distributeurs de gaz destinés auMarché National est déterminé par ARH, selon une méthodologie et des modalités définies par voie réglementaire. Il est notifié, pour chaque année civile par ARH.Ce prix doit couvrir les coûts et charges, y compris la fiscalité applicable auxActivités Amont, et assurer au vendeur un taux de rentabilité raisonnable.\nPour leur approvisionnement, les producteurs d’électricité et les distributeurs de gazdestinés au Marché National doivent conclure un contrat de vente et d’achat avec l’Entreprise Nationale et/ou un Co-contractant.\nArticle 150 — Les prix de vente des Produits Pétroliers destinés au Marché National sont libres, à l’exception de ceux applicables aux carburants et aux GPL déterminés en application de l’article 152 ci-dessous.\nArticle 151 — Les prix du pétrole brut et du condensat « entrée raffinerie »sont calculés, pour chaque année civile, par ARH selon une méthodologie définie par voie réglementaire.Ces prix doivent couvrir les coûts et charges, y compris la fiscalité applicable aux Activités Amont, et assurer au vendeur un taux de rentabilité raisonnable. Ces prix sont notifiés par ARH.\nArticle 152 — Les prix de vente des carburants et des GPLdestinés au Marché National, non compris les taxes à la consommation, doivent inclure les coûts et charges supportés par l’activité Raffinage y compris le prix du pétrole brut et du condensat « entrée raffinerie »et par l’activité distribution, en assurant des marges raisonnables pour chaque activité.\nLa liste des carburants et des GPL, la méthodologie et les modalités de détermination de ces prix sont définies par voie réglementaire.\nPour chaque année civile, les prix de vente des carburants et des GPL destinés auMarché National sont notifiés par ARH.\nDES DISPOSITIONS COMMUNES AUX ACTIVITES d’HYDROCARBURES\nChapitre 26 – Des obligations en matière de santé, de sécurité et d’environnement\nArticle 153 — Toute Personne exerçant une Activité d’Hydrocarbures respecteles meilleures pratiques en vue de prévenir tous risques ou dommages aux personnes, aux biens, aux installations et à l’environnement.\nSans préjudice de la législation et de la réglementation en vigueur, tout dommage causé à l’environnement et résultant de l’exercice des Activités d’Hydrocarbures donne lieu par l’auteur du dommage à exécution en nature par prise en charge des opérations de protection de l’environnement et de Remise en état du site, à défaut à réparation pécuniaire.\nArticle 154 — Outreles missions que lui fixe la présente loi, ARH prend les règlements et directives, ou adopte les normes et standards relatifs à la santé, la sécurité des personnes,la sécurité industrielle et à la protection de l’environnement, dans le respect du principe de développement durable. Elle en assure la communication par les voies les plus appropriées.\nArticle 155 — Les Parties Contractantes ou l’Entreprise Nationale, selon le cas, peuvent prélever dans le domaine public hydraulique les quantités d’eau nécessaires à la conduite de leurs Opérations Amont, sous réserve d’une autorisation délivrée par l’administration en charge des ressources en eau, conformément à la législation en vigueur. Le Plan de Développement approuvé doit prévoir les solutions et moyens nécessaires pour le traitement de l’eau utilisée, en vue de sa réutilisation dans les Opérations Amont.\nLes quantités d’eau prélevées dans le domaine public hydraulique sont soumises au paiement de la redevance prévue à l’article 218ci-dessous.\nChapitre 27 – Du régime d’autorisation d’exploitation spécifique aux installations des Activitésd’Hydrocarbures\nArticle 156 — Sont soumises au régime spécifique d’autorisation d’exploitation prévu au présent chapitre, les installations et ouvrages relevant des Activités d’Hydrocarbures.\nArticle 157 —Les activités de Recherche sont soumises à l’obligation de fournir une étude de risques, sur la santé, la sécurité et l’environnement, qui doit comprendre les plans de gestion y afférents. Cette étude est soumise à l’approbation d’ARH.\nArticle 158 —La mise en exploitation des installations et ouvrages relevant des Activités d’Hydrocarbures doitpréalablement faire l’objet d’une autorisation d’exploitationdélivrée par le Ministre ou par le Wali territorialement compétent. Celle-ci est conditionnée par :\nl’approbation, selon le cas, d’une étude ou d’une notice d’impact sur l’environnement etd’une étude ou d’une notice de dangers ;\nl’obtention des autorisations de mise en produit ; et\nle résultat de l’enquête publique, dans le cas où cette dernière est requise.\nArticle 159 — Au titre des Activités d’Hydrocarbures, sont définis par voie réglementaire:\nLa liste des installations et ouvrages relevant des Activités d’Hydrocarbures qui, en raison deleur importance et des dangers ou des effets que leur exploitation génère, sont soumis, selon le cas, à étude d’impact sur l’environnement et étude de dangers ou à notice d’impact sur l’environnement et notice de dangers ;\nles conditions et procédures d’octroi des autorisations d’exploitation des installations et ouvrages relevant des Activités d’Hydrocarbures ;\nlesmodalités d’approbation des études d’impact sur l’environnement, leur contenu, et la périodicité de leur actualisation ;\nlesmodalités d’approbation des études de dangers, leur contenuet la périodicité de leur actualisation ;\nlesmodalités d’approbation des études de risques relatives aux activités de Recherche et leur contenu ;et\nla procédure d’enquête publique relative aux Activités d’Hydrocarbures.\nChapitre 28 – Du Torchage et de la mise à l’évent\nArticle 160 — Le Torchage et la mise à l’évent du Gaz sont prohibés.\nUne autorisation de Torchage peut, exceptionnellement, être accordée par ALNAFT à la demande de l’Entreprise Nationale au titre de la Concession Amont ou des Parties Contractantes au titre d’un Contrat d’Hydrocarbures,ou par ARH à la demande de l’Opérateur Aval ou du Concessionnaire.\nUne autorisation de mise à l’éventlors de l’exercice des activités de Transport par Canalisation, peut, exceptionnellement, être accordée par ARH, à la demande du Concessionnaire. Cette demande comprend le descriptif des travaux à réaliser,ainsi que les moyens et dispositions à mettre en œuvre pour la prévention des risques sur les personnes, l’environnement et les biens.\nArticle 161 — Nonobstant les dispositions de l’article160 ci-dessus, les opérations de Torchagerequises impérativement pour des raisons de sécurité ne sont pas soumises à une demande d’autorisation préalable de Torchage. Cependant, dans les dix (10) Jours suivant l’achèvement de l’opération de Torchage, un compte rendu doit être transmis à l’Agence Hydrocarbures concernée à titre de régularisation.\nArticle 162 — ALNAFT et ARH contrôlent les opérations de Torchage,ainsi queles quantités torchées.\nArticle 163 — Nonobstant les dispositions de l’article 160 ci-dessus, une taxe spécifique non déductible est payée à l’administration fiscale, conformément aux articles 212 à 217 ci-dessous.\nDES DISPOSITIONS FISCALES ET DES PRIX DE BASE\nChapitre 29 – Du régime fiscal applicable aux Activités Amont\nArticle 164 — Le régime fiscal applicable aux Activités Amont, à l’exclusion des activités de Prospection régies par les dispositions des articles 48 à 54 ci-dessus, est constitué des impôts, taxes et redevances suivants :\nla Taxe Superficiaire ;\nla Redevance Hydrocarbures;\nl’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures (IRH) ;\nl’Impôt sur le Résultat ;\nl’Impôt sur la Rémunération du Co-contractant étranger ; et\nla Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée.\nArticle 165 —A l’exception de l’Impôt sur le Résultat, l’unité fiscale à considérer pour la détermination de la Redevance Hydrocarbures et des impôts et taxes prévus à l’article 164 ci-dessus, est le Périmètre couvert par la Concession Amont ou le Contrat d’Hydrocarbures.\nLes formalités relatives à la déclaration et au paiement des taxes et impôts et redevances mis à la charge de l’Entreprise Nationale ou des Parties Contractantes, selon le cas, peuvent être effectuées par l’Opérateur Amont.\nArticle 166 —Sans préjudice des dispositions de la présente loi concernant, notamment, les impôts, taxes et redevances ainsi que l’assiette, les taux et les règles de recouvrement, les Activités Amont sont soumises aux autres règles procédurales prévues par la législation et la règlementation fiscalesen vigueur.\nSection 1 – De la Taxe Superficiaire\nArticle 167 — La Taxe Superficiaire est déclarée et payée annuellement pendant la durée de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures, à compter de l‘entrée en vigueur.\nLa Taxe Superficiaire est payée par l’Entreprise Nationale dans le cas d’une Concession Amont, d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque, et par les Parties Contractantes dans le cas d’un Contrat de Participation.\nLa Taxe Superficiaires’applique :\nau Périmètre couvert par la Période de Recherche, éventuellement prorogée conformément à l’article60 ci-dessus ;\nà la surface objet d’une rétention conformément à l’article 66 ci-dessus ; et\nLa superficie soumise à cette taxe est celle qui a été utilisée durant l’année qui précède le paiement, en tenant compte des articles 61, 62 et 63 ci-dessus,\nLe paiement est effectuéauprès de l’administration fiscale, par tout instrument de paiement autorisé, au plus tard le 20du mois qui suit chaque date d’anniversaire de l’entrée en vigueur de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures.\nA l’expiration de la Période de Recherche et tant que l’approbation du Plan de Développement n’est pas notifiée par ALNAFT, le montant unitaire en dinars par kilomètre carré (DA/Km2) de la Taxe Superficiaire à considérer, pour en déterminer lemontant, est celui appliqué pour le calcul du dernier montant dû. La superficie concernée est celle proposée dans le Plan de Développement soumis à ALNAFT, pour approbation.\nArticle 168 — Le montant en DA de la Taxe Superficiaire par kilomètre carré (Km²) est fixé comme suit :\nPériode Période de Recherche Période d’Extension exceptionnelle / Période de Prorogation/ période de rétention Période d’Exploitation\nDe la 1ère année à la 4èmeannée incluse De la 5èmeannée à la 7ème année incluse\nMontant unitaire en DA/Km2 7.000 14.000 40.000 30.000\nLes montants unitaires font l’objet d’une Indexation, par ALNAFT, au début de chaque année civile, sur la base de l’indice des prix à la consommation publiée par l’organisme public chargé de la publication dudit indice en Algérie.\nPour ladite Indexation, l’indice de base est l’indice annuel des prix à la consommation en vigueur à la date de la publication de la présente loi au Journal Officiel de la République Algérienne Démocratique et Populaire.\nLa Taxe Superficiaire n’est pas déductible pour le calcul de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures et de l’Impôt sur le Résultat.\nSection 2 – De la Redevance Hydrocarbures\nArticle 169 — Toute quantité d’Hydrocarbures extraite à partir du Périmètre d’Exploitation et décomptée au Point de Mesure après les opérations de traitement est soumise au paiement d’une Redevance Hydrocarbures mensuelle.\nSont exclues pour le calcul de la Redevance Hydrocarbures les quantités d’Hydrocarbures qui sont :\nsoit consommées pour les besoins de production ;\nsoit perdues, sans négligence, avant le Point de Mesure ;\nsoit réinjectées dans le ou les Gisements, à condition que ces Gisements aient fait l’objet duPlan de Développement approuvé ou duPlan Conjoint de Développement et d’Exploitation approuvé.\nArticle 170 — Les quantités d’Hydrocarbures décomptées au Point de Mesure sont augmentées des quantités prélevées avant le Point de Mesure à l’exception de celles exclues en application de l’article 169ci-dessus.\nArticle 171 — Dans le cas où la production d’Hydrocarbures du Périmètre d’Exploitation est traitée dans les installations d’un Périmètre d’Exploitation couvert par une autre Concession Amont ou un autre Contrat d’Hydrocarbures, les quantités d’Hydrocarbures afférentes à chaque Périmètre d’Exploitation seront réparties sur une base équitable.\nLes modalités d’application des dispositions du présent article sont définies par voie règlementaire.\nArticle 172 — Les quantités d’Hydrocarbures consommées ou perdues qui sont exclues du calcul de la Redevance Hydrocarbures, doivent être limitées à des seuils techniquement admissibles, prévus dans le Plan de Développement approuvé.\nLes quantités excédant les seuils admissibles, prévus dans le Plan de Développement approuvé, doivent être justifiées auprès d’ALNAFT. A défaut de justification ou dans le cas où les motifs invoqués ne seraient pas retenus par ALNAFT, les quantités concernées sont soumises au paiement de la RedevanceHydrocarbures.\nArticle 173 —La Redevance Hydrocarbures est payée par l’Entreprise Nationale dans le cas d’une Concession Amont, d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque et par les Parties Contractantes dans le cas d’un Contrat de Participation.\nArticle 174 —Le taux de la Redevance Hydrocarbures applicable à la valeur de la production définie à l’article 175ci-dessous, est de dix pour cent (10%).\nArticle 175 — La valeur de la production des Hydrocarbures issue du Périmètre d’Exploitation est égale au produit des quantités soumisesà la Redevance Hydrocarbures, visées aux articles169et 170ci-dessus, et des prix définis aux articles208 et 209 ci-dessous, déduction faite :\n– du coût de Transport par Canalisation calculé par application du tarif de Transport par Canalisation ; et\n– ducoût de liquéfaction du Gaz Naturel et calculé par application du tarif de liquéfaction du Gaz Naturel ; et\n– ducoût de séparation des Gaz de Pétrole Liquéfiés, calculé par application du tarif de séparation des Gaz de Pétrole Liquéfiés.\nLa méthodologie de détermination du tarif de liquéfaction du Gaz Naturel et du tarif de séparation des Gaz de Pétrole Liquéfiés est définie par voie réglementaire.\nArticle 176 — La Redevance Hydrocarbures est déterminée par l’Entreprise Nationale ou par les Parties Contractantes suivant les cas visés à l’article 173 ci-dessus. Elle est acquittée auprès d’ALNAFT par chèque bancaire ou par tout autre instrument de paiement autorisé.\nArticle 177 —La Redevance Hydrocarbures est payée au plus tard le 15 du mois qui suit celui de la production.\nIl est procédé à une régularisation de la Redevance Hydrocarbures par l’Entreprise Nationale ou par les Parties Contractantesavant le 1er mars de l’année qui suit l’année concernée.\nLorsqu’il résulte de la régularisation un solde à verser, l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantesprocèdentà son paiement dans le délai fixé à l’alinéa précédent.\nLorsque la somme des versements déjà effectués est supérieure au montant de la Redevance Hydrocarbures issue de la régularisation, la différence constitue un crédit à imputer sur les versements ultérieurs.\nLa Redevance Hydrocarbures est déductible pourlecalcul de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures et celui de l’Impôt sur le Résultat.\nArticle 178 — ALNAFT reverse la Redevance Hydrocarbures à l’administration fiscale après prélèvement du montant correspondant à la quote-part prévue à l’article 37 ci-dessus.\nSection 3 – De l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures\nArticle 179 — Le revenu des Hydrocarbures obtenu au titre de la production des Hydrocarbures issue du Périmètre d’Exploitation couvert par une Concession Amont ou un Contrat d’Hydrocarbures, visé à l’article 181 ci-dessous, est soumis annuellement à l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures.\nArticle 180 — L’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est payé par l’Entreprise Nationale dans le cas d’une Concession Amont, d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque et par les Parties Contractantes dans le cas d’un Contrat de Participation.\nArticle 181 —Le revenu des Hydrocarbures annuel est égal à la valeur de la production des Hydrocarbures annuelle, déterminée conformément à l’article 175ci-dessus, moins les déductions annuelles suivantes :\nlaRedevance Hydrocarbures ;\nles tranches annuelles des investissements de développement exclusivement imputés au Périmètre d’Exploitation ;\nles tranches annuelles des investissements de Recherche réalisés sur le Périmètre ;\nles coûts opératoires annuels liés à la production d’Hydrocarbures, y compris les coûts d’Abandon et de Remise en état des Sites réalisés en cours d’Exploitation;\nles provisions constituées pour faire face aux coûts d’Abandon et de Remise en état des Sites ;\nle coût d’achat du Gaz pour les besoins de la production et de la récupération ;\nla rémunération brute du Co-contractant étranger, visée à l’article 195 ci-dessous, dans le cas d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque ; et.\nla base négative de (s) l’Exercice(s) précédent(s).\nArticle 182 — Le taux de l’impôt sur le Revenu des Hydrocarbures, appliqué pour un Exercice donné (n), est déterminé sur la base du facteur (R) calculé par le rapport des revenus nets cumulés et des dépenses cumulées.\n« les revenus nets cumulés » signifie la somme, depuis le début de la Période d’Exploitation jusqu’à la fin de l’Exercice précédent (n-1), de la valeur de la production du Périmètre d’Exploitation,\nobtenue conformément aux dispositions de l’article 175ci-dessus, diminuée des paiements de la Redevance Hydrocarbures et de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures effectués au cours de chaque Exercice.\n« les dépenses cumulées » signifie la somme, depuis l’entrée en vigueur de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarburesjusqu’à la fin de l’Exercice précédent (n-1), des investissements de Recherche et de Développement et des coûts opératoires, réalisés au titre du Périmètre objet dudit Contrat d’Hydrocarbures ou de ladite Concession Amont.\nSi le facteur « R » est inférieur ou égal à 1, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est de dix pour cent (10%).\nSi le facteur « R » est égal ou supérieur à 3, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est de cinquante pour cent (50%).\nSi le facteur « R » est supérieur à 1 et inférieur à 3, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est déterminé selon la formule suivante : 20% x R – 10%.\nArticle 183 — Le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures à appliquer pour l’Exercice de l’année d’entrée en vigueur du Contrat d’Hydrocarbures ou de la Concession Amont, couvrant un Gisement en production, est de cinquante pour cent (50%).\nPour les Exercices suivants, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est déterminé conformément aux dispositions de l’article 182 ci-dessus.\nArticle 184 — Les investissements de Recherche et de Développement pris en considérationpour les besoins de calcul de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures sont ceux figurant dans les Programmes de Travaux et réalisés au titre du Périmètre.\nArticle 185 —Les investissements de Recherche réalisés sur un Périmètre, couvert par une Concession Amont ou un Contrat d’Hydrocarbures, ayant fait l’objet d’un rendu total à l’issue de la Période de Recherche ou avant son terme, dument justifiés, sont pris en considération lors de l’octroi d’une nouvelle Concession Amont ou la conclusion d’un nouveau Contrat d’Hydrocarbures sur ledit Périmètre. Ces investissements sont rattachés à l’année d’entrée en vigueur de la nouvelle Concession Amont ou dunouveau Contrat d’Hydrocarbures pour le calcul de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures, à condition que le nouveau Contrat d’Hydrocarburessoitconclu avec les mêmesParties Contractantes, dans les trois (03) années qui suivent la date de restitution, ou que la nouvelleConcession Amont soit octroyée, dans le même délai, à l’Entreprise Nationale sur le même Périmètre.\nArticle 186 — La nature et la liste des investissements etdes coûts opératoires à prendre en considération pour les besoins de calcul de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures sont fixées par arrêté interministériel pris par le Ministre chargé des Finances et le Ministre chargé des Hydrocarbures.\nLes investissements sont pris en considération hors intérêts financiers et frais de siège.\nArticle 187 — Les tranches annuelles d’investissement sont calculées par application d’un taux annuel de 25 % pour une durée de déductibilité de quatre (4) ans. Toutefois, des taux variables, fixés sur la durée de\nquatre (4) ans, peuvent être appliqués pour le calcul des tranches annuelles d’investissement au titre d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures.\nCes taux variables sont fixés par arrêté interministériel pris par le Ministre chargé des Finances et le Ministre chargé des Hydrocarbures, sur rapport motivé de l’Entreprise Nationale ou des Parties Contractantes, selon le cas.\nArticle 188 — Sans préjudice des dispositions de l’article73 ci-dessus, les investissements, stocks ou pièces de rechange acquis en devises peuvent être enregistrés dans leur(s) monnaie(s) d’origine.\nChaque tranche annuelle d’investissement est comptabilisée à la contre-valeur dinar au taux de change à l’achat de la monnaie concernée, du dernier jour de l’Exercice, tel que ce taux est fixé par la Banque d’Algérie.\nArticle 189 — L’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures d’un Exercice est payé en douze (12) règlements provisoires mensuels, versés au plus tard le 25 de chaque mois, valant acomptes sur l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures dû au titre de l’Exercice concerné.\nLes modalités de calcul des acomptes sont fixées par voie réglementaire.\nÀ la clôture de chaque Exercice, l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantesprocèdent à la liquidation de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures et versent son montant, déduction faite des acomptes déjà réglés, au plus tard le 31 mars de l’Exercice qui suit celui pour lequel ledit impôt est dû.\nLorsqu’il résulte de la liquidation que le montant des acomptes versés est supérieur au montant de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures réellement dû, l’excédent constaté est imputé sur les versements ultérieurs.\nL’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est déductible pour le calcul de l’Impôt sur le Résultat.\nSection 4 – De l’Impôt sur le Résultat\nArticle 190 — Le résultat de l’Exercice réalisé par l’Entreprise Nationale en exécution des Concessions Amont, des Contrats de Partage de Production, des Contrats de Services à Risque, ou par chaque Personne partie à un Contrat de Participation, est soumis à l’Impôt sur le Résultat.\nPour l’Entreprise Nationale, le résultat del’Exercice soumis à l’Impôt sur le Résultat est déterminé en tenant compte de tous les Contrats d’Hydrocarbures et des Concessions Amont.\nPour chaque Personne autre que l’Entreprise Nationale, le résultat de l’Exercice soumis à l’Impôt sur le Résultat est déterminé en tenant compte de son taux de participation dans tous les Contrats de Participation, auxquels ladite Personne est partie.\nLes dispositions de l’article 185 ci-dessus s’appliquent pour le calcul de l’Impôt sur le résultat.\nL’Impôt sur le Résultat est calculé par le produit du résultat et du taux fixé à l’article 193 ci-dessous.\nArticle 191 — Le résultat de l’Exercice est calculé en tenant compte des dispositions de la présente loi, des dispositions du Code des Impôts Directs et Taxes assimilées relatives à la détermination du bénéfice imposable ainsi que des taux d’amortissement des investissements fixés par voie réglementaire.\nToute Personnevisée à l’article 190 ci-dessus est tenue de souscrire une déclaration de l’Impôt sur le Résultat dans les conditions prévues dans leCode des Impôts Directs et Taxes assimilées.\nArticle 192 —Les dépenses de Recherche engagées sur un Périmètre totalement restitué au terme ou avant la fin de la Période de Recherche, telle que fixée dans le Contrat d’Hydrocarbures ou la Concession Amont, constituent des charges déductibles pour le calcul du résultat de l’Exercice.\nArticle 193 — Le taux de l’Impôt sur le Résultat est fixé à trente pour cent (30 %).\nArticle 194 —L’Impôt sur le Résultat est déclaré et payé, à l’administration fiscale, au plus tard le jour de l’expiration du délai fixé pour la remise de la déclaration annuelle du résultat de l’Exercice.\nSection 5 – De l’Impôt sur la Rémunération du Co-contractant étranger\nArticle 195 — La rémunération brute du Co-contractant étranger au titre d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque, déterminée conformément aux dispositions contractuelles, est soumise annuellement à l’Impôt sur la Rémunération.\nDans le cas où la rémunération brute du Co-contractant étranger est déterminée en nature, la valorisation des quantités concernées est effectuée par applicationdes prix définis conformément au Contrat d’Hydrocarbures.\nArticle 196 — Le taux de l’Impôt sur la Rémunération du Co-contractant étranger est fixé à trente pour cent (30%) de la rémunération brute.\nArticle 197 — L’Impôt sur la Rémunération du Co-contractant étranger est payé en douze (12) acomptes provisoires sur l’impôt dû au titre de l’Exercice.\nLe Co-contractant étranger est tenu d’établir la déclaration de l’acompte provisoire au titre de l’Impôt sur la Rémunération au plus tard le 25 de chaque mois.\nArticle 198 — La liquidation annuelle de l’Impôt sur la Rémunération du Co-contractant étranger est effectuée à la clôture de l’Exercice. Le montant y afférent est déclaré auprès de l’administration fiscale, déduction faite des acomptes déjà versés au titre dudit Exercice, au plus tard le 20 mars de l’Exercice qui suit.\nLorsqu’il résulte de la liquidation que le montant des acomptes payés est supérieur au montant de l’Impôt sur la Rémunération dû, l’excédent constaté est imputé sur les versements ultérieurs.\nArticle 199 — L’Entreprise Nationale verse, au nom et pour le compte du Co-contractant étranger, le montant de l’impôt sur la rémunération pour lequel il est redevable, sans toutefois le délier de ses obligations au titre de cet impôt.\nLes montants des acomptes provisoires et le solde de liquidation au titre de l’Impôt sur la Rémunération du Co-contractant étranger sont versés à l’administration fiscale dans les délais fixés respectivement dans les articles 197 et 198 ci-dessus.\nLes quittances attestant du versement de l’Impôt sur la Rémunérationsont délivrées au nom du Co-contractant étranger redevable au titre de l’impôt sur la Rémunération.\nLe Co-contractant étranger est responsable de tout retard ou défautde déclaration ou de paiement de l’impôt sur la Rémunération.\nLa rémunération brute du Co-contractant étranger, visée à l’article 195 ci-dessus, dans le cas d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque, est déductible pour le calcul de l’Impôt sur le Résultat de l’Entreprise Nationale.\nSection 6 – De la Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée\nArticle 200 — Sans préjudice des dispositions des articles 212 et 218 ci-dessous et en application des dispositions de l’article 113ci-dessus, la Production Anticipée est soumise exclusivement au paiement de la Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée. Cette redevance est calculée sur la base de la valeur de la production définie conformément aux dispositions de l’article 175 ci-dessus et l’application d’un taux fixé àcinquante pour cent (50 %).\nArticle 201 — Dans le cas oùle Périmètre concerné a fait l’objet d’un Plan de Développement approuvé, la Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée n’est pas prise en compte pour le calcul de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures et de l’Impôt sur le Résultat.\nArticle 202 — La Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée est déclarée et payée mensuellement à l’administration fiscale par l’Entreprise Nationale dans le cas d’une Concession Amont, d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque et par les Parties Contractantes dans le cas d’un Contrat de Participation.\nArticle 203 — La Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée est payée au plus tard le20 du mois qui suit celui de la production.\nIl est procédé à une régularisation de la Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée par l’Entreprise Nationale ou par les Parties Contractantes, selon le cas,avantle 1er mars de l’année qui suit l’année concernée.\nDans le cas où il résulte de la régularisation un solde à verser, l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes procèdent à son paiement dans le délai fixé à l’alinéa précédent.\nDans le cas où la somme des versements déjà effectués est supérieure au montant de la Redevance Forfaitaire sur la Production Anticipée issue de la régularisation, l’écart constitue un crédit à imputer sur les versements ultérieurs.\nSection 7 – De l’application de taux réduits\nArticle 204 — Des taux réduits de la Redevance Hydrocarbures et de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures peuvent être accordés à l’Entreprise Nationale dans le cas d’une Concession Amont, d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risque et aux Parties Contractantes dans le cas d’un Contrat de Participation pour leur permettre d’atteindre une rentabilité économique raisonnable, si au moins l’une des situations suivantesse présente :\n(i) une géologie complexe ;et/ou\n(ii) des difficultés techniques d’extraction des Hydrocarbures ;et/ou\n(iii) descoûts élevés de développement ou d’exploitation; et/ou\n(iv) une baisse significative et durable des prix des Hydrocarbures,\ncompromettant l’économie du projet, consécutivement à l’application des dispositions fiscales des Sections2-et 3- du présent chapitre.\nArticle 205 — Le bénéfice des taux réduits peut être accordé durant le processus d’attribution d’un Périmètre dans les situations énoncéesà l’article 204 ci-dessus. ALNAFT initie le processus d’obtention de l’arrêté conjoint visé à l’article 206 ci-dessous.\nL’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, selon le cas,peuventégalement solliciter le bénéfice des taux réduitsdans les situations énoncées à l’article 204 ci-dessus. Dans ce cas,lademande doit être introduite auprès d’ALNAFT au moment de la soumission du Plan de Développement ou durant la Période d’Exploitation.A cette fin, ALNAFT examine la demande dans les dix (10) Jours qui suivent sa réception et adresseun avis au ministre en charge des Hydrocarbures. Le Plan de Développement devient engageant une fois que le bénéfice des taux réduits est accordé.\nArticle 206 — Les taux réduits sont accordés par arrêté conjoint des ministres en charge des Financeset en charge des Hydrocarbures.\nLes taux réduits ne peuvent être inférieurs à :\nCinq pour cent (5%) pour la Redevance Hydrocarbures ;\nVingt pour cent (20%) pour le Taux maximum « T max » de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures. Dans ce cas,\nsi le facteur « R » est inférieur ou égal à 1, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est de dix pour cent (10%) ;\nsi le facteur « R » est égal ou supérieur à 3, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est égal à « T max » ; et\nsi le facteur « R » est supérieur à 1 et inférieur à 3, le taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures est déterminé selon la formule suivante :\nIRH % = ((T max / 2) – 5%) * R + (15% – T max / 2))\nSection 8 – Du droit de transfert applicable aux Activités Amont\nArticle 207 — Tout Transfert est soumis au paiement à l’administration fiscale, par le ou les Co-contractant(s) concerné(s), d’un Droit de Transfert non déductible, dont le montant est égal à un pour cent (1%) de la valeur de la transaction.\nLe mode de calcul et de liquidation du droit de Transfert est défini par voie réglementaire.\nLes Transferts entre Entités Affiliées n’impliquant pas de transaction commerciale, ainsi que ceux effectués par l’Entreprise Nationale, ne sont pas soumis au Droit de Transfert.\nSection 9 – Des prix de base\nArticle 208 — Les prix de base utilisés pour le calcul de la Redevance et de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures liquides dus au titre de la production du mois (n) sont déterminés comme suit :\nPour les Hydrocarbures liquides destinés à l’exportation, la moyenne des prix FOB publiés par une publication spécialisée, pour le pétrole, les GPL, le butane et le propane et le condensat, produits en Algérie, du mois calendaire (n) pour lequel les paiements sont dus.\nLes noms des publications spécialisées sont mentionnés dans la Concession Amont et dans le Contrat d’Hydrocarbures. A défaut de publication, ALNAFT détermine et notifie les prix de base à appliquer.\nPour les Hydrocarbures liquides destinées au Marché National, les prix fixés, conformément aux dispositions de l’article 151 ci-dessus pour le pétrole brut et le condensat et aux dispositions de l’article 152ci-dessus pour les carburants et les GPL.\nLorsque les prix de base sont exprimés en monnaie étrangère, le taux de change utilisé pour leur conversion en dinars algériens est le taux de change moyen à la vente du mois auquel lesdits prix correspondent déterminé sur la base des taux de change publiés par la Banque d’Algérie.\nArticle 209 — Les prix de base utilisés pour le calcul de la Redevance et de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures gazeux dus au titre de la production du mois (n) sont déterminés comme suit :\nPour les Hydrocarbures gazeux, destinés à l’exportation, le prix découlant du contrat pour le mois\nPour les Hydrocarbures gazeuxobjet d’un contrat de vente de Gaz à un client, le prix librement négocié entre le vendeur et l’acheteur qui ne doit, en aucun cas, être inférieur au prix du Gaz destiné au Marché National ;\nPour les Hydrocarbures gazeuxcédés pour les besoins de la production et de la récupération d’Hydrocarbures, le prix librement négocié entre le vendeur et l’acheteur ;\nPour les Hydrocarbures gazeuxcédés aux producteurs d’électricité et aux distributeurs de Gaz, destinés au Marché National, les prix déterminés conformément aux dispositions de l’article 149 ci-dessus.\nLorsque les prix de base sont exprimés en monnaie étrangère, le taux de change utilisé pour leur conversion en dinars algériens est le taux de change moyen à la vente du mois auquel lesdits prix correspondent, tel que publié par la Banque d’Algérie.\nArticle 210 — ALNAFT détermine les prix de base des Hydrocarbures destinés à l’exportation selon les modalités fixées par les articles 208 et 209 ci-dessus et les notifie à l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes.\nChapitre 30 – Du régime fiscal applicable aux Activités Aval\nArticle 211 — Les Activités Avalsont soumises à la législation fiscale en vigueur.\nChapitre 31 – Autres Droits et Taxes applicables aux Activités d’Hydrocarbures\nSection 1 – De la taxe spécifique sur le Torchagedu gaz applicable aux Activités d’Hydrocarbures\nArticle 212 — Les opérations de Torchage sont soumises au paiement d’une taxe spécifique, non déductible, de douze mille dinars (12.000 DA) par milliers de normaux mètres cubes (Nm3) de Gaz torché, sous réserve des dispositions de l’article 217 ci-dessous.\nLe tarif ci-dessus fait l’objet d’Indexation au début de chaque année civile, par ALNAFT, sur la base de l’indice des prix à la consommation publié par l’organisme public chargé de la publication dudit indice en Algérie.\nArticle 213 — Le montant de la taxe est calculé sur la base des quantités torchées pendant une année civile donnée et du tarif indexé notifié par ALNAFT pour l’Activité Amont et par ARHpour les Activités Aval,au titre de ladite année.\nArticle 214 — La Taxe sur le Torchage est déclarée et payée à l’administration fiscalepar l’Entreprise Nationale dans le cadre de la Concession Amont,parles Parties Contractantes dans le cadre du Contrat d’Hydrocarbures et par l’Opérateur Aval pour les Activités Aval ou par le Concessionnaire pour l’activité de Transport par Canalisation, au plus tard le 31 janvier de l’année qui suit celle au cours de laquelle les quantités de gaz ont été torchées.\nArticle 215 — Dans le cas une opération de de Torchage est effectuée sans l’obtention d’une autorisation conformément à l’article 160 ci-dessus, ou si le Torchage est effectué au-delà de la quantité autorisée, les quantités torchées sans autorisation sont soumises au paiement du tarif fixé à l’article 212 ci-dessus, majoré de 50%.\nArticle 216 — Sont définis par voie réglementaire, les conditions d’octroi par ALNAFT et ARH d’une autorisation exceptionnelle de Torchage de Gaz, les seuils admissibles, les conditions de qualification des zones éloignées ou isolées, les mécanismes d’Indexation de la taxe de Torchage prévue à l’article 212 ci-dessus, ainsi que les modalités d’application des dispositions du présent chapitre.\nArticle 217 —Sont exclues du paiement de la taxe spécifique, les quantités de Gaz torchées dans les cas suivants :\npendant l’exécution des activités de Recherche, lors des opérations de tests de puits d’exploration et/ou de délinéation ainsi que lors de la mise en œuvre du Pilote ;\ndurant la période de démarrage des nouvelles installations pour des périodes n’excédant pas les seuils fixés par ALNAFT et ARH ;\npour les zones dans lesquelles les infrastructures permettant la récupération et/ou l’évacuation du Gaz sont inexistantes ou limitées ; et\nles installations qui font l’objet de travaux de mise en conformité en application des dispositions de l’article 236 ci-dessous.\nSection 2 – De la Redevance Hydraulique applicable aux Activités d’Hydrocarbures\nArticle 218 —L’utilisation d’eau, dans les Activités Amont, par prélèvement dans le domaine public hydraulique, donne lieu au paiement d’une taxe spécifique non déductible, dénommée « Redevance Hydraulique».\nCette taxe est acquittée, selon le cas, par l’Entreprise Nationale dans le cas d’une Concession Amont ou par les Parties Contractantes dans le cas d’un Contrat d’Hydrocarbures, conformément à la législation et à la réglementation en vigueur.\nChapitre 32 – Des exemptions fiscales, parafiscales et douanièresles Activités d’Hydrocarbures\nArticle 219 — Les Activités Amont sont exemptées :\nde la Taxe sur la Valeur Ajoutée (T.V.A) portant sur les biens, biens d’équipement et services afférents aux activités amont ;\nde la Taxe sur l’Activité Professionnelle (T.A.P) ;\ndes droits, taxes et redevances de douanes, sur les importations de biens d’équipement, matières et produits affectés aux Activités Amont; et\nde la taxe de domiciliation bancaire sur les importations des services destinés aux Activités Amont.\nLes salaires des employés des entreprises et compagnies pétrolières étrangèresqui interviennent dans les Activités Amont, sont dispensés des cotisations sociales nationales lorsque ces employés continuent à relever de l’organisme de protection sociale étranger auquel ils adhéraient avantleur venue en Algérie.\nArticle 220 — Les activités de Transport par Canalisation des Hydrocarbures, de Raffinage et de Transformation, sont exemptées :\nde la Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA), portant sur les biens et services afférents aux activités citées ci-dessus ; et\ndes droits, taxes et redevances de douane, sur les importations de biens d’équipement, matières et produits destinés auxdites activités.\nLes salaires des employés des entreprises et compagnies pétrolières étrangères qui interviennent dans le Raffinage et la Transformation, sont dispensés des cotisations sociales nationales lorsque ces employés continuent à relever de l’organisme de protection sociale étranger auquel ils adhéraient avant leur venue en Algérie.\nArticle 221 — La liste des biens d’équipement, services, matières et produits visés aux articles 219 et 220 ci-dessus, ainsi que les modalités de mise en œuvre des exemptions prévues sont fixées par voie réglementaire.\nChapitre 33 – Du régime des changes\nArticle 222 — Une Personne, telle que définie par la présente loi,peut être résidente ou non résidente.\nArticle 223 — Est non résidente, toute Personne dont le siège social est à l’étranger.\nLa participation d’une Personne non résidente au capital d’une société de droit algérien est libérée au moyen d’une importation de devises convertibles dûment constatée par la Banque d’Algérie.\nLa succursale en Algérie d’une Personne non résidente est considérée comme non résidente au regard de la réglementation des changes.\nLa dotation de fonctionnement de cette succursale est financée au moyen de devises convertibles importées.\nLes dépenses relatives à l’acquisition de biens et services sur le territoire national encourues par une Personne non résidente sont couvertes au moyen de devises convertibles dont l’importation a été dûment constatée par la Banque d’Algérie.\nLa Personne non résidente est autorisée :\nà payer à l’étranger par le débit de ses comptes bancaires ouverts à l’étranger, les importations des biens et services destinés aux Activités Amont, objet d’un Contrat d’Hydrocarbures ;\nà conserver à l’étranger, selon le cas, pendant la période d’exploitation :\nle produit de ses exportations d’Hydrocarbures acquis dans le cadre du Contrat d’Hydrocarbures;\nle produit de la vente à l’étranger de sa part de production reçue de l’Entreprise Nationale au titre du remboursement de ses dépenses et de sa rémunération nette, dans le cadre d’un Contrat de Partage de Production;\nles fonds reçus de l’Entreprise Nationale à titre de remboursement de ses dépenses et du paiement de sa rémunération nette, dans le cadre d’un Contrat de Services à Risque ; et\nà utiliser librement les produits des ventes des Hydrocarbures sur le Marché National et à transférer àl’étranger les montants excédant ses charges et obligations.\nArticle 224 — La Personne non résidente a l’obligation de fournir à ALNAFT un état trimestriel de ses dépenses pour l’acquisition de biens et services provenant de l’étranger payées directement à l’étranger en devises convertibles ainsi que des importations de devises convertibles et des transferts éventuels.\nALNAFT adresse semestriellement à la Banque d’Algérie un état détaillé deces dépenses, importations de devises et transferts par Personne non résidente et par Contrat d’Hydrocarbures. Elle adresse également semestriellement un état détaillé de ces dépenses à l’administration fiscale.\nArticle 225 — Toute Personne résidente est tenue de rapatrier et de céder à la Banque d’Algérie le produit de ses exportations d’Hydrocarbures conformément à la réglementation des changes en vigueur.\nElle peut effectuer librement le transfert à l’étranger des dividendes revenant à ses associés non-résidents.\nDES INFRACTIONS, DES SANCTIONS ET DES RECOURS\nChapitre 34 – Du contrôle des Activités d’Hydrocarbures\nArticle 226 — Les Agences Hydrocarbures peuvent, dans le cadre de l’exercice de leurs missions, et lorsqu’elles l’estiment nécessaire, requérir de chaque Personne exerçant des Activités d’Hydrocarbures toutecorrection et/ou modification sur les actes et méthodes utilisées dans la conduite des Activités d’Hydrocarbures.\nChapitre 35 – Des sanctions relatives aux Activités d’Hydrocarbures\nArticle 227 — Pour tout retard ou défaut de déclaration et/ou de paiement des sommes dues au titre des sections 1- à 6- du chapitre 29- et de la section 1- du chapitre 31-, une majoration de un pour mille (1‰) par Jour de retard est appliquée.\nL’absence ou le dépôt tardif de déclaration portant la mention « Néant »ou relative à des opérations exonérées ou se rapportant à des impôts dont la base est négative, entraîne l’application d’une amende de cent mille (100 000) dinars.\nArticle 228 — Sans préjudice des sanctions et des pénalités prévues par la législation et la réglementationen vigueur, la violation d’une des dispositions de la présente loi, relevant des missions d’ALNAFT,ou d’une quelconque prescription de l’Autorisation de Prospection, de la Concession Amont ou de l’Acte d’Attribution, par le Prospecteur, l’Entreprise Nationale ou les Parties Contractantes, est passible desuspension ou de retrait de l’Autorisation de Prospection, de l’Acte d’Attribution ou de la Concession Amont. Les sanctions sont prononcées et notifiées par ALNAFT après constatation de l’infraction et mise(s) en demeure d’y remédier, restée(s) infructueuse(s).\nArticle 229 — Sans préjudice des sanctions et des pénalités prévues par la législation et la réglementation en vigueur, ARH peut imposer au Concessionnaire ou à l’Opérateur Aval, en cas de violation constatée d’une quelconque disposition de la présente loi et de ses textes d’application ou d’une quelconque disposition de la Concession de Transport ou d’une autorisation d’exercice, et à laquelle il n’a pas été remédié, dans un délai qui ne saurait être inférieur à un (1) mois à compter de la notification du manquement, une astreinte journalière de cent mille (100.000) dinars algériens par Jour. Le montant définitif de l’astreinte est notifié par ARH à la personne défaillante qui s’en acquitte auprès de l’Administration fiscale.\nArticle 230 — Sans préjudice des sanctions et des pénalités prévues par la législation et la réglementation en vigueur :\n– toute violation des dispositions légales et réglementaires relatives aux matières énoncées à l’article11 de la présente loi, des prescriptions de l’autorisation de mise en produit d’un puits ou celles d’une autorisation d’exploitation délivrée par le Ministre, est constatée par ARH qui met en demeure la Personne défaillante d’y remédier. Si cette dernière n’a pas procédé aux corrections nécessaires dans le délai fixé dans la mise en demeure, elle est passible d’une astreinte journalière de cent mille (100.000) dinars algériens qui commence à courir à l’expiration de ce délai et qui s’étale sur une durée maximale de trente (30) Jours. Si, à l’expiration de cette durée, la Personne défaillante n’a toujours pas remédié à la situation, l’autorisation de mise en produit du puits est suspendue ou retirée par ARH et l’autorisation d’exploitation est suspendue ou retirée par le Ministre sur recommandation d’ARH.\nLe montant définitif de l’astreinte est notifié par l’ARH à la personne défaillante qui s’en acquitte auprès de l’Administration fiscale ;\n– toute violation des dispositions légales et réglementaires relatives aux matières énoncées à l’article 11 de la présente loi ou des prescriptions d’une autorisation d’exploitation délivrée par le Wali, est constatée par les services territorialement compétents en charge de la sécurité industrielle et de la protection de l’environnement et mettent en demeure la Personne défaillante d’y remédier. Si cette dernière n’a pas procédé aux corrections nécessaires dans le délai fixé dans la mise en demeure, elle est passible d’une astreinte journalière de centmille (100.000) dinars algériens qui commence à courir à l’expiration de ce délai et qui s’étale sur une durée maximale de trente (30) Jours. Si, à l’expiration de cette durée, la Personne défaillante n’a toujours pas remédié à la situation, l’autorisation d’exploitation est suspendue ou retirée par le Wali.\nLe montant définitif de l’astreinte est notifié par le Wali à la personne défaillante qui s’en acquitte auprès de l’Administration fiscale.\nChapitre 36 – Des recours\nArticle 231 — Les décisions prises par les Agences Hydrocarbures dans le cadre de l’exercice de leurs missions sont susceptibles de recours devant les juridictions algériennes compétentes selon les termes du code de procédure civile et administrative.\nArticle 232 — A l’exception des contrats visés à l’article 233 ci-dessous, tous titres miniers, permis, autorisations, contrats relatifs aux Hydrocarbures et concessions de transport par canalisation, délivrés ou conclus antérieurement à la date de publication de la présente loi au Journal officiel de la République Algérienne Démocratique et Populaire, y compris les contrats d’association conclus sous l’égide de la loi n° 86-14 du 19 août 1986 et les contrats parallèles y afférents conclus sous l’égide de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005, demeurent en vigueur conformément à leurs termes, mais ne peuvent être prorogés ou renouvelés au-delà des durées qu’ils ont prévues.\nCependant,les dispositions de la présente loi relatives à la protection de l’environnement, à la sécurité et à la santésont d’application immédiate à toutes les Activités Hydrocarbures et aux contrats relatifs aux Hydrocarbures mentionnés ci-dessus.\nLes dispositions de la présente loi relatives à l’Abandon et la Remise en état des Sites sont également d’application immédiate aux contrats de recherche et/ou d’exploitation, aux contrats parallèles et aux concessions de transport par canalisation établis sous l’égide de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005. Les provisions constituées avant l’entrée en vigueur de la présente loi seront versées dans les comptes bancaires mentionnés aux articles 118 et 145 ci-dessus.\nArticle 233 — Le contractant, partie à un contrat de recherche et/ou d’exploitation des Hydrocarbures régi par la loi n° 05-07 du 28 avril 2005peut demander le bénéfice des dispositions de la présente loi dans le cadre d’une Concession Amont ou d’un Contrat d’Hydrocarbures, selon le cas, à condition qu’aucune production n’ait été réalisée avant le 24 février 2013, au titre d’un plan de développement approuvé dans le cadre de ce contrat.\nLa demande doit être soumise par ce contractant à l’examen d’ALNAFT dans un délai n’excédant pas une (1) année à compter de la date de publication de la présente loi. Dans le cas où ce bénéfice est accordé, les termes et les conditions de la Concession Amont ou de l’Acted’Attribution sont déterminés par ALNAFT conformément à la présente loi.\nArticle 234 — Pour les Concessions Amont attribuées et les Contrats d’Hydrocarbures conclus dans le cadre de l’article 233 ci-dessus, les paramètres servant au calcul de la fiscalité conformément à la présente loi sont déterminés suivant les modalités prévues dans la Concession Amont ou l’Acte d’Attribution. Cette fiscalité s’applique à compter du mois qui suit celui de l’entrée en vigueur de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures.\nPour les besoins du calcul du taux de l’Impôt sur le Revenu des Hydrocarbures, le facteur (R) est déterminé en tenant compte de l’historique de (i) la valeur de la production, des paiements de la redevance et de la taxe sur le revenu pétrolier, déterminés conformément aux dispositions de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005et (ii) des investissements de recherche et de développement et des coûts opératoires, depuis l’entrée en vigueur du contrat concerné jusqu’à l’année précédant l’entrée en vigueur de la Concession Amont ou du Contrat d’Hydrocarbures.\nArticle 235 — Dans la mesure où ils ne sont pas incompatibles avec les dispositions de la présente loi, les textes d’application de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005 sont applicables aux Activités Hydrocarbures jusqu’à la publication des textes pris en application de la présente loi.\nArticle 236 — les conditions de mise en conformité des installations et équipements réalisés avant le 19 juillet 2005 sont définies par voie réglementaire.\nArticle 237 — Les dispositions de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005 susvisée sont abrogées, à l’exception de l’article 101 bis et du texte pris pour son application qui demeurent en vigueur jusqu’à l’expiration des contrats d’association concernés.\nArticle 238 — Les modalités d’application de la présente loi sont déterminées, en tant que de besoin, par voie réglementaire.\nArticle 239 — La présente loi sera publiée au Journal officiel de la République Algérienne Démocratique et Populaire.