Code-Investissement

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 35* Une première phase dite technique, destinée à définir l’offre technique deréférence qui sert de base pour l’établissement de l’offre économique, et quidoit répondre aux critères définis par l’agence nationale pour la valorisationdes ressources en hydrocarbures (ALNAFT), se composant notamment:- du pourcentage de récupération des volumes en place,- de l’optimisation de la production,- des capacités des installations de production,- des délais de réalisation des investissements nécessaires,- du montant minimum d’investissement garanti, basé sur des coûts stan- dards communiqués par l’agence nationale pour la valorisation des res- sources en hydrocarbures (ALNAFT).L’ouverture des plis concernant la phase technique est publique.* une deuxième phase, dite économique, destinée à sélectionner l’un des soumissionnaires.L’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) détermine et signifie, dès le lancement de la première phase, le oules critère(s) retenu(s) pour la sélection des offres.L’ouverture des plis concernant la phase économique est publique. Le contratest conclu avec le soumissionnaire dont l’offre a été retenue.Art. 35.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contrat de recherche etd’exploitation comprend deux (2) périodes :* une période de recherche fixée à sept (7) ans à compter de sa date d’entrée en vigueur, sous réserve des dispositions des articles 37 et 42 ci-dessous, avec une phase initiale de trois (3) ans. Cette phase initiale est désignée comme première phase de recherche, elle est suivie d’une deuxième et d’une troisième phase de recherche, qui ont chacune une durée de deux (2) ans.Le programme de travaux de chacune desdites phases ainsi que les conditions de passage d’une phase à une autre sont définis dans le contrat.* une période d’exploitation fixée à vingt-cinq (25) ans à compter de la date de notification de l’approbation du plan de développement par 237

Code de l’investissement Art. 36 - l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).Pour les gisements de gaz naturel, une période de cinq (5) ans supplémentaire est ajoutée à la période d’exploitation.Dans le cas d’hydrocarbures non conventionnels, le contrat de recherche et d’exploitation comprend deux périodes :* une période de recherche fixée à onze (11) ans maximum à compter de la date d’entrée en vigueur du contrat, sous réserve des dispositions des articles 37 et 42 ci-dessous, avec une phase initiale de trois (3) ans. Cette phase initiale est désignée comme première phase de recherche. Elle est suivie d’une deuxième et d’une troisième phase de recherche, qui ont chacune une durée de deux (2) ans. A ces trois phases, vient s’ajouter une phase dite pilote d’une durée maximale de quatre (4) ans qui pourra proro- ger l’une des dites phases de recherche. Ladite phase pilote sera accordée au contractant par l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).* une période d’exploitation d’une durée de :- trente (30) ans dans le cas d’exploitation d’hydrocarbures non convention- nels liquides;- quarante (40) ans dans le cas d’exploitation d’hydrocarbures non conven- tionnels gazeux.Cette période d’exploitation est augmentée d’une prorogation optionnelled’une durée de cinq (5) ans supplémentaire à la demande du contractant. Cettepériode pourra être suivie d’une deuxième prorogation optionnelle d’une duréede cinq (5) ans supplémentaire à la demande du contractant et après accordde l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT).Dans le cas où une des phases de recherche n’a pas été utilisée, la périoded’exploitation est augmentée d’une durée égale à celle de ladite phase.Pour les besoins du calcul de la taxe superficiaire, et dans le cas où la phasepilote intervient à la fin de la phase de recherche, il sera fait application dumontant unitaire relatif à la 3ème phase conformément à l’article 84 ci-dessous.Art. 36 - Pour un contrat d’exploitation concernant un gisement déjà découvert, 238

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 38la durée est de vingt-cinq (25) ans à partir de la date d’entrée en vigueur. Cettedurée est de trente (30) ans dans le cas d’un gisement de gaz sec.Art. 37.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Au terme de la période de recherche,il est automatiquement mis fin au contrat de recherche et de plein droit si lecontractant n’a pas déclaré de gisement commercial ou s’il n’a pas sélectionnéun périmètre, sujet à l’application de l’article 42 ci-dessous.Le contractant peut prétendre à une prorogation de la période de recherched’une durée maximale de deux (2) ans, pour lui permettre d’achever les travauxde délinéation d’une découverte réalisée avant l’expiration de la période derecherche.Le programme de travaux de délinéation doit être soumis, pour approbation,à l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT).Une extension exceptionnelle de six (6) mois de la période de recherche peutêtre accordée au contractant pour lui permettre d’achever les travaux de foraged’un puits entamé avant la fin de la période de recherche.En cas de découverte, la durée maximale de la prorogation de la période derecherche pour la délinéation est de deux (2) ans, diminuée de la durée del’extension exceptionnelle effectivement utilisée.Dans le cas de la prorogation de la période de recherche et pour les besoins ducalcul de la taxe superficiaire, il sera fait application du montant unitaire relatifà la période exceptionnelle conformément à l’article 84 ci-dessous.La prorogation de la période de recherche est accordée par l’agence nationalepour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) sur demandemotivée du contractant, exprimée avant la fin de la période de recherche.Art. 38.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le périmètre contractuel, àl’exclusion des périmètres d’exploitation ou des périmètres ayant fait l’objetde l’application de l’article 42 ci-dessous, est réduit,à la fin de chaque phase de la période de recherche, selon un taux qui est fixédans le contrat.Pour les hydrocarbures non conventionnels, les modalités et conditions de 239

Code de l’investissement Art. 39 -rendus de surface sont fixées dans le contrat.A la fin de la période de recherche, l’ensemble des surfaces et des horizonsgéologiques non couverts par le plan de développement approuvé par l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) estrestitué.Dans le cas où ces surfaces et horizons géologiques ainsi exclus sont mis enappel à la concurrence, un droit de préférence peut être accordé au contractantayant restitué lesdits surfaces et horizons géologiques à condition que lecontractant s’aligne sur la meilleure offre retenue.Art. 39 - Au terme de la période de recherche ou de l’extension exceptionnelledéfinie à l’article 37 ci-dessus, le contractant doit remettre à la dispositionde l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT), tout le périmètre contractuel à l’exclusion du ou des périmètresd’exploitation, et/ou du périmètre ou des périmètres ayant fait l’objet del’application de l’article 42 ci-dessous.Art. 40 - Le contractant peut renoncer totalement ou partiellement à son contratdurant la période de recherche s’il a déjà rempli les conditions et obligationsdudit contrat et les conditions et obligations résultant de la présente loi et destextes pris pour son application.Art. 41 - Les procédures de sélection et de délimitation :- des périmètres sujets à l’application de l’article 42 ci-dessous,- des périmètres d’exploitation,- des périmètres des rendus, sont déterminées par voie réglementaire.Art. 42 - Dans le cas où le contractant découvre un ou plusieurs gisementsd’hydrocarbures, pour lesquels il ne peut présenter de déclaration degisement commercial durant la période de recherche en raison de limitationou d’absence avérées d’infrastructures de transport par canalisation ou del’absence vérifiable de marché pour la production de gaz, il peut notifier parécrit à l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) avant la fin de la période de recherche, sa décision de garder unesurface couvrant le ou lesdits gisements pour une période de rétention de : 240

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 44- trois (3) ans maximum à partir de la date de réception de ladite notification pour les gisements de pétrole ou de gaz humide,- cinq (5) ans maximum à partir de la date de réception de ladite notification pour les gisements de gaz sec.La détermination du périmètre délimitant le ou lesdits gisements, ainsi que lesétudes concernant l’absence ou la limitation des infrastructures de transportpar canalisation et l’absence de marché pour le gaz, doivent être approuvéespar l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT).La période de rétention effectivement utilisée ne peut s’ajouter qu’à la périodede recherche.Art. 43.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contrat de recherche etd’exploitation doit spécifier le programme minimum de travaux que lecontractant s’engage à réaliser durant la période de recherche.Le contrat de recherche et d’exploitation doit aussi spécifier le montant de lagarantie bancaire de bonne exécution, payable en Algérie sur simple demandede l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT), établie par une banque de premier ordre domiciliée en Algérieet acceptée par l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT), couvrant le montant des travaux minimum àréaliser par le contractant durant chaque phase de recherche.Cette obligation de garantie bancaire de bonne exécution n’est pas applicableaux sociétés de droit algérien qui disposent notamment d’un patrimoine propredont la valeur est supérieure au montant de la garantie bancaire sus-citée.Les modalités et conditions d’application du présent paragraphe sont préciséespar voie réglementaire.Art. 44 - (Ord. n° 2006-10 du 29/07/2006) L’Etat n’assume aucune obligationde financement ni de garantie de financement et n’est en aucun cas responsablevis-à-vis des tiers dans le cadre de l’exécution du contrat.En tout état de cause et en aucun cas, il ne saurait être établi, par le contractantou toutes autres parties, de lien direct ou indirect avec ALNAFT ou l’Etat etil ne saurait être formulé de réclamations, directement ou indirectement, par 241

Code de l’investissement Art. 45.le contractant ou toutes autres parties, à l’encontre de ALNAFT ou de l’Etat,du fait de tous dommages ou conséquences, de quelque nature que ce soit,résultant des opérations pétrolières et/ou de leur conduite.Le contractant assure la mobilisation des ressources techniques et financièreset des équipements nécessaires à l’exécution du contrat.L’ensemble des dépenses nécessaires à l’exécution du contrat est à la chargedu contractant.Art. 45.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contractant doit satisfairenotamment aux normes et standards édictés par la réglementation en matièrede :- sécurité industrielle,- protection de l’environnement,- technique opérationnelle.Il doit aussi fournir à l’agence nationale pour la valorisation des ressourcesen hydrocarbures (ALNAFT), régulièrement et sans retard, toutes les donnéeset résultats obtenus dans le cadre de l’exécution du contrat, ainsi que tous lesrapports requis par l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT), dans les formes et aux fréquences qui sont établiespar les procédures notifiées par l’agence nationale pour la valorisation desressources en hydrocarbures (ALNAFT).Ces données et résultats sont la propriété de l’Etat; l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) en assure la gestionet la conservation.Art. 46.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contractant ayant découvertun gisement peut bénéficier, après approbation du ministre chargé deshydrocarbures, d’une autorisation de production anticipée, à partir d’un ouplusieurs puits pour une durée ne dépassant pas douze (12) mois à partirde la date d’attribution de cette autorisation par l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).L’autorisation de production anticipée est octroyée au contractant dans le butexclusif d’acquérir des informations et caractéristiques complémentaires, 242

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 47nécessaires pour lui permettre d’élaborer un plan de développement à soumettreà l’approbation de l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT).Pour les hydrocarbures non conventionnels, le contractant peut, dans le cadrede la réalisation du pilote, bénéficier d’une autorisation de production anticipéedans la limite de la durée du pilote fixée à l’article 35 ci-dessus.Cette production anticipée est soumise au régime fiscal prévu par la présenteloi.Art. 47.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contractant doit adresserà l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) une notification portant déclaration de gisement commercial.Cette notification doit être accompagnée, pour approbation, d’une propositiond’un plan de développement faisant ressortir notamment une estimation descoûts de développement et d’une délimitation du périmètre d’exploitation ainsique d’une proposition de localisation du point de mesure.L’exécution du plan de développement ne peut intervenir qu’après notificationpar l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) de son approbation.Toute modification du plan de développement proposée doit faire l’objet d’unedemande d’approbation préalable de l’agence nationale pour la valorisationdes ressources en hydrocarbures (ALNAFT).Le contractant doit soumettre, annuellement, pour approbation par l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT), lesprogrammes de travaux et les budgets correspondants.Le plan de développement doit spécifier le ou les points de mesure, dans lepérimètre d’exploitation, où est déterminé le volume d’hydrocarbures retenupour les besoins du calcul de la redevance.Pour les hydrocarbures non conventionnels, le canevas, les modalités et lesconditions de présentation pour approbation par l’agence nationale pourla valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) du plan dedéveloppement et son exécution sont précisés dans le contrat.243

Code de l’investissement Art. 48.Art. 48.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Chaque contrat de recherche etd’exploitation conclu avec le contractant doit préciser le taux de participationde l’entreprise nationale SONATRACH - SPA tel que fixé à l’article 32 ci-dessus, les conditions d’exécution du contrat ainsi que le mode et les conditionsde financement des investissements de recherche et d’exploitation.Dans le cas où l’entreprise nationale SONATRACH - SPA décide de participerau financement des investissements de recherche, le contrat doit égalementpréciser, notamment, le niveau de financementà sa charge, et ce, dans la limite de son taux de participation dans le contrat.L’entreprise nationale SONATRACH - SPA doit communiquer à l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT),préalablement au lancement de l’appel à la concurrence, le taux de saparticipation ainsi que le mode et les conditions de financement desinvestissements de recherche.Lorsque le contractant est constitué de l’entreprise nationale SONATRACH -SPA et d’autres personnes, un accord d’opérations est signé par le contractantet annexé au contrat. Cet accord définit les droits et obligations de l’entreprisenationale SONATRACH - SPA et des autres personnes constituant lecontractant et précise les modalités de financement des coûts de recherche etde leur remboursement par l’entreprise nationale SONATRACH - SPA, le caséchéant, et d’exploitation.L’accord d’opérations contient, obligatoirement, une clause decommercialisation conjointe de tout gaz provenant de la découverte dansle cas où ce gaz doit être commercialisé à l’étranger. Toutefois, l’entreprisenationale SONATRACH - SPA peut, si elle accepte, commercialiser ce gazpour le compte des personnes constituant le contractant.Les programmes de travaux de recherche et les budgets correspondants doiventêtre soumis, annuellement et au plus tard trois (3) mois avant le début del’année concernée, à l’approbation de l’agence nationale pour la valorisationdes ressources en hydrocarbures (ALNAFT).Les programmes de travaux et les budgets correspondants relatifs aux plans dedéveloppement approuvés doivent être soumis, annuellement et au plus tardtrois (3) mois avant le début de l’année concernée, à l’approbation de l’agence 244

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 51nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).Art. 49.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contractant est tenu d’appliquerles méthodes nécessaires permettant une conservation optimale des gisements.A cet effet, chaque plan de développement d’un gisement doit contenir lesengagements de travaux et de dépenses visant à l’optimisation de la productionpendant toute la durée de vie du gisement.Le contractant doit transmettre, selon des modalités définies par voieréglementaire, à l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT), au plus tard le 31 janvier de l’année (n + 1), unétat annuel des réserves de l’année (n) arrêté au 1er janvier de l’année (n + 1).Art. 50.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Pour des raisons liées aux objectifsde la politique nationale énergétique, des limitations de production desgisements d’hydrocarbures liquides ainsi que l’approvisionnement en prioritédu marché national en hydrocarbures liquides peuvent être appliqués.Ces limitations font l’objet d’une décision du ministre chargé des hydrocarburesqui fixe les quantités, la date d’intervention de ces limitations et leur durée.La répartition de ces limitations est appliquée, de manière équitable, par l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) àl’ensemble des contractants, au prorata de leur production respective.Les conditions et modalités d’approvisionnement du marché national enhydrocarbures liquides sont définies dans le contrat. Le prix de cession pourles quantités d’hydrocarbures liquides prélevées à ce titre est le prix de basedéterminé conformément aux dispositions des articles 90 et 91 ci-dessous.Art. 51.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les procédures d’approvisionnementen gaz du marché national et d’exportation du gaz ainsi que le rôle de l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) sontétablis dans le titre III de la présente loi.Il est accordé une priorité pour satisfaire les besoins du marché national en gaz.L’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) peut demander à chaque contractant producteur de gaz decontribuer à la satisfaction de ces besoins. Le taux maximum de la contribution 245

Code de l’investissement Art. 52.de chaque contractant, les modalités et les conditions pour l’approvisionnementdu marché national en gaz sont définis dans le contrat.Les quantités de gaz prélevées au titre de la contribution de chaque contractantprévue dans le présent article sont cédées, au prix de valorisation défini dansle présent article, à l’entreprise nationale SONATRACH - SPA qui assure lesbesoins du marché national.Nonobstant les dispositions de l’article 10 de la présente loi, le prix appliquépour la valorisation des quantités de gaz prélevées au titre de cette contributionest la moyenne, pondérée par les volumes, des prix des différents contrats devente de gaz algérien à l’exportation réalisés par le contractant.Art. 52.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le torchage du gaz est prohibé.Cependant, et exceptionnellement pour des durées limitées, l’agence nationalepour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) peut accorderune autorisation de torchage à la demande de l’opérateur.Les conditions d’octroi de cette autorisation exceptionnelle ainsi que les seuilsadmissibles sont définis par voie règlementaire.L’opérateur sollicitant cette autorisation exceptionnelle doit s’acquitter d’unetaxe spécifique payable au Trésor public, non déductible, de huit mille dinars(8000 DA) par millier de normaux mètres cubes (Nm3) de gaz torché.Nonobstant les dispositions du paragraphe ci-dessus, dans le cas de zoneséloignées ou isolées, des conditions de tarification spécifiques sont fixées parvoie règlementaire.Il est entendu par zone éloignée ou isolée, une zone où les infrastructurespermettant la récupération et/ou l’évacuation du gaz sont inexistantes oulimitées.Sont exclues du paiement de cette taxe spécifique, les quantités de gaz torchéesdurant la mise en conformité visée à l’article 109 ci-dessous, ainsi que lesquantités de gaz torchées durant la période de recherche lors des opérations detests de puits d’exploration et/ou de délinéation.Sont également exclues du paiement de cette taxe spécifique, les quantités degaz torchées durant la période de démarrage des installations pour des périodesn’excédant pas des seuils fixés par l’agence nationale pour la valorisation des 246

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 54ressources en hydrocarbures (ALNAFT).L’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) est tenue de contrôler les quantités torchées et de s’assurer dupaiement de cette taxe par l’opérateur.Cette taxe est actualisée selon la formule suivante :Le taux de change moyen à la vente du dollar des Etats-Unis d’Amérique endinars du mois calendaire précédant la date de paiement, publié par la Banqued’Algérie, divisé par quatre-vingts dinars (80 DA) et multiplié par le montantde la taxe fixée ci-dessus.L’actualisation de cette taxe spécifique est appliquée au début de chaque année.En outre, ladite taxe est soumise à indexation selon des formules spécifiquesà l’activité.Art. 53.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Au cas où le plan de développement,proposé par le contractant et approuvé par l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT), prévoit l’utilisationd’eau pour les opérations pétrolières, une taxe spécifique non déductible,dénommée « redevance d’usage à titre onéreux du domaine public hydrauliquepar prélèvement d’eau », doit être acquittée par l’opérateur et affectéeconformément à la législation et à la réglementation en vigueur.L’utilisation d’eau par prélèvement dans le domaine public hydraulique, pourles opérations en hydrocarbures non conventionnels, s’effectue en vertu d’uneautorisation ou d’une concession délivrée par l’administration chargée desressources en eau en coordination avec l’agence nationale pour la valorisationdes ressources en hydrocarbures (ALNAFT), conformément à la législation envigueur.Pour les opérations relatives aux hydrocarbures non conventionnels, lesquantités d’eau doivent être utilisées de manière rationnelle, notamment parleur réutilisation après traitement.Art. 54.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Dans le cas où un gisement déclarécommercial s’étend sur au moins deux périmètres, objet de contrats distincts,les contractants concernés doivent, après notification par l’agence nationalepour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT), établir un 247

Code de l’investissement Art. 54.plan conjoint pour le développement et l’exploitation du gisement. Ce planest désigné par «plan d’unitisation». Il est soumis à l’approbation de l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).Dans le cas où les contractants ne s’accordent pas sur un plan d’unitisation,six (6) mois après la notification de l’agence nationale pour la valorisationdes ressources en hydrocarbures (ALNAFT) à l’effet de préparer un pland’unitisation, ou si l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT) n’approuve pas le plan d’unitisation soumis parles contractants, l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT) engage, à la charge des contractants, un expertindépendant, choisi conformément au contrat, pour établir un plan d’unitisation.Ce plan d’unitisation, engageant les contractants, entre en vigueur après sonapprobation par l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT).Dans le cas où ce gisement s’étend sur un ou plusieurs autres périmètres qui nesont pas objet du contrat, l’agence nationale pour la valorisation des ressourcesen hydrocarbures (ALNAFT) peut :- procéder à un appel à la concurrence en vue de conclure un contrat d’ex- ploitation concernant l’extension du gisement ou,- nonobstant les dispositions de l’article 32 ci-dessus et après accord du ministre chargé des hydrocarbures, conclure un avenant au contrat ayant pour objet l’adjonction de la surface de l’extension du gisement au péri- mètre contractuel sur lequel ledit gisement est découvert.Dans le cas d’un appel à la concurrence, le ou les signataires de ce contratd’exploitation sont tenus de se conformer au processus d’élaboration du pland’unitisation comme défini ci-dessus.Lorsque le gisement déclaré commercial s’étend sur deux ou plusieurs zones,le régime fiscal applicable est déterminé à partir des paramètres de calculapplicables à chaque zone, au prorata des volumes d’hydrocarbures contenusoriginellement dans chaque zone.Les dispositions du présent article ne s’appliquent pas aux hydrocarburescontenus dans les formations géologiques argileuses et/ou schisteusesimperméables ou à très faible perméabilité. 248

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 55Art. 55.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) La personne telle que définie dansla présente loi peut être résidente ou non résidente.Est non résidente, toute personne dont le siège social est à l’étranger.La participation d’une personne non résidente au capital d’une société de droitalgérien doit être libérée au moyen d’une importation de devises convertiblesdûment constatée conformément à la réglementation des changes en vigueur.La succursale en Algérie d’une personne non résidente est considérée commenon résidente au regard de la réglementation des changes.La dotation de cette succursale doit être financée au moyen de devisesconvertibles importées.Toutes dépenses encourues en Algérie par une personne non résidente doiventêtre couvertes au moyen de devises convertibles dont l’importation a étédûment constatée.Pour autant qu’elle ait couvert ses dépenses de recherche au moyen de devisesconvertibles dont l’importation a été dûment constatée, la personne nonrésidente est autorisée :- pendant la période d’exploitation, à conserver à l’étranger le produit de ses exportations d’hydrocarbures acquis dans le cadre du contrat. Elle est cependant tenue au préalable d’importer en Algérie et de céder à la Banque d’Algérie les devises convertibles nécessaires pour faire face à ses dépenses de développement, de recherche le cas échéant, d’exploitation, de transport par canalisation et de fonctionnement, ainsi que les montants nécessaires pour le paiement de la redevance et des impôts et taxes dus.- à utiliser librement les produits des ventes, sur le marché national, des hydrocarbures acquis dans le cadre du contrat et à transférer à l’étranger les montants excédant ses charges et obligations.Elle doit fournir à l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT) un état trimestriel des importations de devisesconvertibles et des transferts.Toute personne résidente est tenue de rapatrier et céder à la Banque d’Algérie leproduit de ses exportations d’hydrocarbures conformément à la réglementationdes changes en vigueur. Elle peut effectuer librement le transfert à l’étranger 249

Code de l’investissement Art. 56 -des dividendes revenant à ses associés non résidents.Toute personne résidente peut également effectuer après accord du Conseil dela monnaie et du crédit tout transfert lui permettant d’exercer, à l’étranger, desactivités objet de la présente loi. Cet accord du Conseil de la monnaie et ducrédit devra intervenir au plus tard trente (30) jours après réception du dossierréglementaire de la demande. En cas de refus, le Conseil de la monnaie et ducrédit devra le motiver dans les mêmes délais.Art. 56 - Le contractant doit tenir, conformément à la législation et à laréglementation en vigueur et par exercice, une comptabilité par périmètred’exploitation, permettant d’établir des comptes “valeur ajoutée” et “résultatsd’exploitation” et un bilan faisant ressortir les résultats desdites activités, leséléments d’actif et de passif qui y sont affectés ou s’y rattachant directementainsi que le résultat brut afférent à ces activités.Cependant, tout investissement, stock ou pièce de rechange acquis directementen devises ou localement avec des devises importées, sont enregistrés endollars des Etats-Unis d’Amérique. Chaque tranche annuelle d’investissementest comptabilisée à la contre-valeur dinars au taux de change à l’achat du dollardes Etats-Unis d’Amérique, du dernier jour de l’exercice, fixé par la Banqued’Algérie.Art. 57 - Lorsque le contractant ne satisfait pas aux engagements souscrits oulorsqu’il cesse de remplir les conditions et obligations résultant de la présenteloi et des textes pris pour son application, le contrat peut, après mise endemeure restée infructueuse pendant trente (30) jours à compter de la date deréception, être résilié sans préjudice des dispositions de l’article 58 ci-dessous.Art. 58.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Tout différend opposant l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT)au contractant, né de l’interprétation et/ou de l’exécution du contrat ou del’application de la présente loi et/ou des textes pris pour son application, faitl’objet d’une procédure de règlement amiable dans les conditions convenuesdans le contrat.En cas d’échec de cette procédure, le différend peut être soumis à l’arbitrageinternational, dans les conditions convenues dans le contrat.Le recours à l’arbitrage international susvisé concerne exclusivement 250

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 63les personnes constituant le contractant, autres que l’entreprise nationaleSONATRACH - SPA.Dans le cas d’un différend opposant l’entreprise nationale SONATRACH -SPA aux autres personnes constituant le contractant, ledit différend peut êtresoumis à l’arbitrage international dans les conditions prévues au contrat.Le droit algérien, notamment la présente loi et les textes pris pour sonapplication, est appliqué au règlement des différends. TITRE III Du gazArt. 59.-(Loi 13-01 du 20 février 2013) Outre les missions définies dansl’article 14 de la présente loi, l’agence nationale pour la valorisation desressources en hydrocarbures (ALNAFT) est chargée de :1/ tenir et actualiser un état des réserves de gaz, un état des besoins en gaz pourla satisfaction du marché national et un état des quantités de gaz disponibles àl’exportation,2/ veiller à ce que l’approvisionnement du marché national soit assuré par lescontractants,3/ délivrer des autorisations exceptionnelles de torchage du gaz et s’assurer dupaiement de la taxe spécifique comme stipulé à l’article 52 ci-dessus.Art. 60.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les informations relatives auxcontrats de vente de gaz et leurs avenants et accords éventuels, nécessairesà la détermination du prix de base du gaz tel que prévu par les dispositionsdes article 90 et 91ci-dessous, doivent être communiquées par le contractantà l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT).La périodicité de communication des informations sus-citées et le canevas yafférent sont définis par arrêté du ministre chargé des hydrocarbures.Articles 61 et 62.- Abrogés (Loi n° 13-01 du 20 février 2013)Art. 63.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) A l’exception des quantités de gazprélevées au titre de la contribution de chaque contractant producteur de gaz 251

Code de l’investissement Art. 64.à la satisfaction des besoins du marché national en gaz, tel que prévu par lesdispositions de l’article 51 ci-dessus, le prix du gaz destiné au marché nationalest fixé conformément aux dispositions de l’article 10 ci-dessus.L’entreprise nationale SONATRACH - SPA assure les besoins en gaz dumarché national.Art. 64.- Abrogé (Loi n° 13-01 du 20 février 2013)Art. 65 - Toute production de gaz à partir d’un périmètre destiné à approvisionnerle marché national, à l’exception des besoins pour la réinjection et le cyclage,doit être conforme aux spécifications de gaz de vente algérien fixées par arrêtédu ministre chargé des hydrocarbures.Art. 66.- Abrogé (Loi n° 13-01 du 20 février 2013)Art. 67 - Toute utilisation, transfert ou cession de crédit concernant l’émissionde gaz à effet de serre sont approuvés par arrêté conjoint des ministres chargésdes hydrocarbures et de l’Environnement.Cette approbation donne lieu au paiement d’une taxe spécifique payable par lecontractant au Trésor public, correspondant au crédit que le contractant peutobtenir sur le marché international.Les modalités et procédures de calcul de cette taxe sont définies par voieréglementaire. TITRE IV Du transport par canalisationArt. 68.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Sous réserve des dispositions del’article 73 de la présente loi, les activités de transport par canalisation deshydrocarbures sont exercées par l’entreprise nationale SONATRACH - SPA,ou par une de ses filiales ayant bénéficié de concessions octroyées par arrêté duministre chargé des hydrocarbures.La demande de concession de transport par canalisation est soumise à l’autoritéde régulation des hydrocarbures qui formule une recommandation au ministrechargé des hydrocarbures.L’entreprise nationale SONATRACH - SPA ou l’une de ses filiales assure le 252

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 74transport de toute production d’hydrocarbures, à partir du point d’entrée ausystème de transport par canalisation.Art. 69.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Un arrêté du ministre chargé deshydrocarbures définit les canalisations d’hydrocarbures gazeux relevant dusecteur des hydrocarbures et les canalisations faisant partie du réseau de gazdesservant exclusivement le marché national.Art. 70.- Abrogé (Loi n° 13-01 du 20 février 2013)Art. 71.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les concessions visées dans laprésente loi sont octroyées pour une durée maximale de trente (30) ans.Art. 72.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le droit d’utilisation desinfrastructures de transport par canalisation des hydrocarbures est garanti surla base du principe du libre accès des tiers moyennant le paiement d’un tarifnon discriminatoire.Art. 73.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Pour les canalisations internationalesarrivant de l’extérieur du territoire national pour le traverser totalement oupartiellement et les canalisations internationales dont l’origine est sur leterritoire national, le ministre chargé des hydrocarbures peut, après accord duconseil des ministres, octroyer une concession de transport.Les canalisations internationales arrivant de l’extérieur du territoire nationalpour le traverser totalement ou partiellement sont soumises à un droit depassage.Les termes et les conditions de l’octroi de la concession, notamment ceuxse rapportant au droit de passage, sont définis et précisés dans le cahier descharges relatif à la concession.Le ministre chargé des hydrocarbures peut, sur rapport motivé et circonstancié,permettre une prise de participation de l’entreprise nationale SONATRACH -SPA, quand elle n’est pas partie prenante, dans toute concession de transportdes hydrocarbures par canalisation qui est octroyée dans le cadre du présentarticle.Art. 74 - Les principes de la détermination de la tarification du transport parcanalisation doivent prendre en compte les critères suivants :253

Code de l’investissement Art. 75.- offrir le tarif le plus bas possible pour les utilisateurs des infrastructures de transport par canalisation tout en respectant la réglementation en vigueur et en assurant la continuité du service;- améliorer l’efficacité des opérations;- réduire les coûts opératoires;- permettre au concessionnaire, dans le cadre d’une gestion prudente et rationnelle, de couvrir ses coûts opératoires, de payer ses impôts, droits et taxes, d’amortir ses investissements et les frais financiers et d’avoir un taux de rentabilité raisonnable.Art. 75.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Pour les activités de transport parcanalisation des hydrocarbures, sont établies par voie réglementaire :- les procédures de demande d’une concession de transport par canalisation des hydrocarbures;- les procédures d’obtention des autorisations de construction et des opéra- tions;- les procédures de contrôle et de suivi de la construction et des opérations;- la tarification et la méthodologie de calcul du tarif de transport par cana- lisation des hydrocarbures;- les modalités de la régulation du principe du libre accès des tiers;- les normes et standards techniques notamment en matière de construction et d’opérations;- les normes de sécurité industrielle;- les prescriptions relatives à la protection de l’environnement;- les pénalités et amendes visées à l’article 13 ci-dessus;- les prescriptions techniques relatives au comptage des hydrocarbures liquides et gazeux.Art. 76 - Sauf cas de force majeure, le concessionnaire ne peut suspendreson activité. Il doit assurer la continuité du service dans le cadre prévu parl’article 75 ci-dessus, sans préjudice des dispositions prévues par la législationen vigueur en la matière. 254

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 78 TITRE V Du raffinage et de la transformation des hydrocarburesArt. 77.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les activités de raffinage sontexercées par l’entreprise nationale SONATRACH - SPA, seule ou enassociation avec toute personne, selon les conditions et modalités fixées parvoie règlementaire.L’exercice des activités de raffinage est soumis à l’obligation de disposer decapacités de stockage propre.Les niveaux des capacités de stockage sont fixés par voie règlementaire.Les activités de transformation des hydrocarbures sont exercées par l’entreprisenationale SONATRACH – SPA seule ou en association avec toute personne.Pour lesdites activités exercées par l’entreprise nationale SONATRACH - SPAen association avec toute personne, le taux de participation de l’entreprisenationale SONATRACH - SPA ou de ses filiales est fixé à un taux minimumde 51 %.Les procédures d’obtention des autorisations requises pour la construction desouvrages et leur exploitation sont définies par voie réglementaire. TITRE VI Du stockage, du transport et de la distribution des produits pétroliersArt. 78.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les activités de transport parcanalisation des produits pétroliers sont exercées par l’entreprise nationaleSONATRACH - SPA ou ses filiales.Les procédures d’obtention des autorisations requises pour la construction desouvrages et leur exploitation sont définies par voie réglementaire.Art. 78. bis.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les activités de stockage et/oude distribution des produits pétroliers sont exercées par toute personne, aprèsautorisation de l’autorité de régulation des255

Code de l’investissement Art. 79 -hydrocarbures et selon les conditions et modalités fixées par voie règlementaire,notamment en matière de niveaux de capacités de stockage propres dont doitdisposer toute personne qui demande à exercer les activités sus-citées.Art. 79 - Toute personne a le droit d’utiliser les infrastructures de transportpar canalisation et de stockage des produits pétroliers sur la base du principede libre accès des tiers moyennant le paiement d’un tarif non discriminatoire.Le tarif pour l’utilisation des infrastructures de stockage est défini par voieréglementaire selon la même méthodologie utilisée pour la détermination dutarif de transport prévue à l’article 74 ci-dessus.Les règles relatives à l’activité de transport par canalisation des produits pétrolierset de stockage des produits pétroliers sont établies par voie réglementaire etsont administrées par l’autorité de régulation des hydrocarbures. TITRE VII Du transfert de propriété en fin de contrat ou de concessionArt. 80 - Au terme de la durée d’un contrat de recherche et/ou d’exploitation, letransfert de propriété de tous les ouvrages permettant la poursuite des activités,se fait au profit de l’Etat. L’agence nationale pour la valorisation des ressourcesen hydrocarbures (ALNAFT) notifie, au contractant, la liste des installations etouvrages dont l’Etat ne désire pas le transfert de propriété, au moins trois (3)années avant le terme de la durée du contrat de recherche et/ou d’exploitation.Ce transfert de propriété se fait sans charge pour l’Etat.Au moment du transfert, les ouvrages à transférer par le contractant doiventêtre opérationnels et en bon état de fonctionnement.Pour tout ouvrage dont l’Etat ne désire pas le transfert de propriété, le contractantdoit prendre en charge tous les coûts d’abandon et/ou de restauration du siteprévus par le contrat conformément aux textes réglementaires en matière desécurité industrielle et d’environnement.Art. 81 - Au terme de la durée d’une concession de transport par canalisation,la propriété de tous les ouvrages et installations permettant l’exercice desopérations revient à l’Etat libre de toute charge et gratuitement. 256

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 82L’autorité de régulation des hydrocarbures notifie au concessionnaire la listedes ouvrages dont l’Etat ne désire pas le transfert de propriété, au moins (3)années avant le terme de la durée de la concession.Au moment du transfert, les ouvrages à transférer par le concessionnairedoivent être opérationnels et en bon état de fonctionnement.Pour tout ouvrage dont l’Etat ne désire pas le transfert de propriété, leconcessionnaire doit prendre en charge tous les coûts d’abandon et/ou derestauration du site prévus par la concession conformément aux textesréglementaires en matière de sécurité industrielle et d’environnement.Art. 82.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le contrat ou la concession établitles termes et conditions permettant au contractant ou au concessionnaire deconstituer des provisions, pendant la durée du contrat ou de la concession, pourfaire face aux coûts d’abandon et/ou de restauration du site conformément auxdispositions des articles 80 et 81 ci-dessus.Afin de faire face aux coûts des opérations d’abandon et de remise en étatdes sites qui doivent être effectuées à la fin de l’exploitation, le contractantdoit verser, chaque année civile, une provision dans un compte séquestreconformément à la règlementation en vigueur.Cette provision est considérée comme une charge d’exploitation déductibledes résultats imposables au titre de l’exercice.Cette charge d’exploitation est fixée par unité de production sur la base desréserves récupérables restantes au début de chaque année civile.Le programme d’abandon et de restauration des sites ainsi que le budget yafférent doivent faire partie intégrante du plan de développement des contratsde recherche et/ou d’exploitation.Le montant de cette provision est défini par l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) sur la base d’uneexpertise.L’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) s’assure de son versement au niveau du compte séquestre.A la fin de l’exploitation et après réalisation des opérations d’abandon et de 257

Code de l’investissement Art. 82.remise en état des sitessus-citées, les montants restants dans le compte séquestre sont versés au Trésorpublic.Le contrôle de l’abandon et de la remise en état des sites s’effectue par l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) encollaboration avec l’autorité de régulation des hydrocarbures et le ministèrechargé de l’environnement.Afin de faire face aux coûts des opérations d’abandon et de remise en étatdes sites qui doivent être effectuées à la fin de l’exploitation des canalisationsde transport d’hydrocarbures et les installations annexes, le concessionnairedoit verser, chaque année civile, une provision dans un compte séquestreconformément à la règlementation en vigueur.Cette provision est considérée comme une charge d’exploitation déductibledes résultats imposables au titre de l’exercice.Au début de chaque année civile, le tarif de transport par canalisation pourchaque unité de produit transportée doit inclure cette charge d’exploitation.Le programme d’abandon et de restauration des sites ainsi que le budget y afférentdoivent faire partie intégrante du plan de développement et d’exploitation descanalisations de transport des hydrocarbures et des installations annexes.Le montant de cette provision est défini par l’autorité de régulation deshydrocarbures sur la base d’une expertise.L’autorité de régulation des hydrocarbures s’assure de son versement au niveaududit compte séquestre.A la fin de l’exploitation des canalisations de transport des hydrocarbures et desinstallations annexes et après réalisation des opérations d’abandon et de remiseen état des sites, sus-citées, les montants restant dans le compte séquestre sontversés au Trésor public.Le contrôle de l’abandon et de la remise en état des sites doit se faire parl’autorité de régulation des hydrocarbures en collaboration avec le ministèrechargé de l’environnement. 258

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 84 TITRE VIII Du régime fiscal applicable aux activités de recherche et/ou d’exploitationArt. 83.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Le régime fiscal applicable auxactivités de recherche et/ou d’exploitation des hydrocarbures, défini par lesdispositions de la présente loi, consiste exclusivement en :- une taxe superficiaire non déductible payable annuellement au Trésor public,- une redevance payable mensuellement à l’agence nationale pour la valo- risation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) telle que définie aux articles 25 et 26 ci-dessus,- une taxe sur le revenu pétrolier (T.R.P.) payable mensuellement au Trésor public,- un impôt complémentaire sur le résultat (I.C.R) payable annuellement au Trésor public,- un impôt foncier sur les biens autres que les biens d’exploitation, tel que fixé par la législation et la réglementation fiscale générale en vigueur,- ainsi que les droits et taxes prévus dans les articles 31, 52, 53 et 67 de la présente loi.Art. 84.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) La taxe superficiaire estpayable annuellement en dinars algériens (DA) ou en dollars des Etats-Unisd’Amérique au taux de change à l’achat du dollar des Etats-Unis d’Amériquefixé par la Banque d’Algérie le jour du paiement, par l’opérateur, tel que définià l’article 29 ci-dessus, dès la mise en vigueur du contrat et conformément auxdispositions de l’article 55 de la présente loi.Cette taxe est calculée sur la base de la superficie du périmètre, objet du contrat,à la date d’échéance de chaque paiement.Le montant en DA de la taxe superficiaire par kilomètre carré (km2) est fixécomme suit :259

Code de l’investissement Art. 85.ANNEE PERIODE DE PERIODE DE RECHERCHE RETENTION PERIODE 1à3 ZONE DEFINIE ARTICLE 42 + D’EXPLOITATION inclus 4 et 5 6 et 7 PERIODE EXCEPTIONNELLE DEFINIE ARTICLE 37Zone A 4 000 6 000 8 000 400 000 16 000Zone B 4 800 8 000 12 000 560 000 24 000Zone C 6 000 10 000 14 000 720 000 28 000Zone D 8 000 12 000 16 000 800 000 32 000Pour les besoins du calcul de la taxe superficiaire relative aux périmètres derecherche et d’exploitation d’hydrocarbures non conventionnels les montantsen dinars algériens de ladite taxe sont ceux prévus pour la Zone A.Ces montants sont actualisés suivant la formule suivante :Taux de change moyen à la vente du dollar des Etats-Unis d’Amérique endinars, du mois calendaire précédant chaque paiement, publié par la Banqued’Algérie, divisé par quatre-vingt (80) et multiplié par le montant de la taxefixé ci-dessus.L’indexation est appliquée, le premier janvier de chaque année, au montant dela taxe due.L’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) s’assure que la taxe est payée au Trésor public.Art. 85.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Sont soumises à une redevancetoutes les quantités d’hydrocarbures extraites à partir de chaque périmètred’exploitation et déterminées conformément aux dispositions de l’article 26de la présente loi.Le montant de la redevance, pour un mois donné, est égal à la somme desvaleurs de chaque tranche de production dudit mois, multipliée par le taux deredevance applicable à ladite tranche.La valeur de la production est calculée comme stipulé aux articles 90 et 91 ci-dessous, et les taux de redevance applicables sont ceux figurant dans chaquecontrat. 260

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 85La redevance est déterminée mensuellement sur toutes les quantitésd’hydrocarbures extraites du périmètre d’exploitation et mesuréesconformément à l’article 26 de la présente loi, en utilisant la moyennemensuelle des prix de base, et calculée comme stipulé aux articles 90 et 91ci-dessous.Dans le cas où les quantités d’hydrocarbures extraites du périmètred’exploitation exprimées en baril équivalent pétrole (b.e.p), sont inférieures ouégales à 100 000 b.e.p/jour, déterminées sur une moyenne mensuelle, les tauxde redevance par tranche de production qui sont fixés dans chaque contrat nepeuvent être inférieurs aux niveaux figurant dans le tableau ci-après : ZONE A B C D00 à 20 000 b.e.p/jour 5,5 % 8% 11 % 12,5 %20 001 à 50 000 b.e.p/jour 10,5 % 13 % 16 % 20 %50 001 à 100.000 b.e.p/jour 15,5 % 18 % 20 % 23 %Pour les quantités d’hydrocarbures supérieures à 100 000 b.e.p par jourdéterminées sur une moyennemensuelle, le taux de redevance, qui est fixé dans chaque contrat, applicable àl’ensemble de la production, ne peut être inférieur aux niveaux figurant dansle tableau ci-après :ZONE A B C D 12 % 14,5 % 17 % 20 %Pour les quantités d’hydrocarbures non conventionnels issues d’un périmètred’exploitation ou les quantités d’hydrocarbures issues d’un périmètred’exploitation de type cas 3 tel que défini à l’article 87 ci-dessous, le taux deredevance applicable à l’ensemble de la production est de 5%.Dans le cas où le contractant regroupe plus d’une personne, l’opérateur oul’entreprise nationale SONATRACH - S.P.A, lorsque cette dernière est seulopérateur sur un périmètre d’exploitation, tel que défini à l’article 29 de laprésente loi, verse à l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT) le montant de la redevance sur l’ensemble de laproduction conformément aux dispositions de l’article 55 de la présente loi.La redevance est une charge déductible de la base fiscale pour les besoins du 261

Code de l’investissement Art. 86 -calcul de l’I.C.R.Art. 86 - La taxe sur le revenu pétrolier (T.R.P.) est payée mensuellement parl’opérateur.Ce revenu pétrolier est égal à la valeur de la production annuelle deshydrocarbures de chaque périmètre d’exploitation, calculée conformément àl’article 91 ci-dessous, moins les déductions autorisées annuellement.La valeur cumulée de la production, depuis la mise en exploitation deshydrocarbures (P.V.), est égale au produit des quantités d’hydrocarburesprovenant du périmètre d’exploitation passibles de la redevance conformémentà l’article 26 de la présente loi, par le prix utilisé pour le calcul de la redevance.Les déductions autorisées se composent des éléments suivants :- la redevance;- les tranches annuelles d’investissement de développement en appliquant les règles de l’Uplift définies à l’article 87 ci-dessous. Ces investissements doivent concerner uniquement le périmètre d’exploitation et doivent être approuvés dans les budgets annuels;- les tranches annuelles d’investissement de recherche en appliquant les règles de l’Uplift définies à l’article 87 ci-dessous et le cas échéant;- les provisions pour faire face aux coûts d’abandon et/ou de restauration conformément à l’article 82 ci-dessus;- les frais de formation aux activités régies par la présente loi des ressources humaines nationales;- le coût d’achat du gaz pour la récupération assistée.La nature des investissements à prendre en considération est définie par voieréglementaire.Ces investissements ne doivent en aucun cas inclure les intérêts et les fraisgénéraux.L’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) s’assure que l’opérateur, tel que défini à l’article 29 de la présenteloi, s’est acquitté de la taxe sur le revenu pétrolier conformément aux 262

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 87dispositions de l’article 55 de la présente loi.La T.R.P. est une charge déductible de la base fiscale pour les besoins du calculde l’I.C.R.Art. 87.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Pour les besoins du calcul de la T.R.Prelative aux périmètres d’exploitation se rapportant aux contrats de rechercheet d’exploitation d’hydrocarbures conclus dans le cadre de la présente loi, lescoefficients R1et R2 sont définis comme suit :* pour chaque année civile i donnée, i étant le rang de ladite année à partirde l’année de l’entrée en vigueur du contrat, on appelle profit brut (Pbi) lavaleur de la production annuelle des hydrocarbures, calculée conformément àl’article 91 ci-dessous, moins les coûts d’exploitation réellement encourus aucours de la dite année i, qui doivent être approuvés par l’agence nationale pourla valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et les paiementseffectués au cours de la dite année au titre de la redevance de la taxe sur lerevenu pétrolier (TRP) et de l’impôt complémentaire sur le revenu(ICR).La liste et la nature des coûts d’exploitation autorisés à la déduction sontdéfinies par voie réglementaire.* pour chaque année civile i sont déterminés :- le profit brut actualisé au taux de 10 % ((Pbi) (10%)) qui est égal au profit brut réalisé au cours de l’année i divisé par 1,10 à la puissance (i-l),- le profit brut actualisé au taux de 20 % ((Pbi) (20%)) qui est égal au profit brut réalisé au cours de l’année i divisé par 1,20 à la puissance (i-l),- les dépenses d’investissements actualisées au taux de 10% ((Ii) (10%)) qui sont égales aux dépenses d’investissements réellement encourues au cours de l’année i et qui doivent être approuvées par l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) divisées par 1,10 à la puissance (i-l) et,- les dépenses d’investissements actualisées au taux de 20% ((Ii) (20%)) qui sont égales aux dépenses d’investissements réellement encourues au cours de l’année i et qui doivent être approuvées par l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) divisées par 1,20 263

Code de l’investissement Art. 87. à la puissance (i-1).La liste et la nature des dépenses d’investissements pris en compte pour ladétermination des paramètres (Ii) mentionnés dans le présent article sontdéfinies par voie réglementaire.* Pour une année civile donnée, le coefficient (R1) est égal au rapport ducumul des ((Pbi) (10%)), depuis l’année d’entrée en vigueur du contrat jusqu’à l’année précédant l’année de détermination du taux de TRP sur le cumul des((Ii) (10%)), depuis l’année d’entrée en vigueur du contrat jusqu’à l’annéeprécédant l’année de détermination du taux de TRP,* Pour une année civile donnée, le coefficient (R2) est égal au rapport ducumul des ((Pbi) (20%)), depuis l’année d’entrée en vigueur du contrat jusqu’àl’année précédant l’année de détermination du taux de TRP sur le cumul des((Ii) (20%)), depuis l’année d’entrée en vigueur du contrat jusqu’à l’annéeprécédant l’année de détermination du taux de TRP,Et en fonction des valeurs des coefficients R1 et R2, il est fait application destaux fixés dans le tableau suivant : Cas 1 Cas 2 Cas 3 20 % Taux R1≤1 20 % 30 % 20 % + 50 % x R2de TRP R1>1 et R2<1 20 % + 50 % 30 % + 40 % x R2 70 % R2 ≥1 x R2 70 % 70 %Le cas 1 étant tout périmètre d’exploitation à l’exclusion des périmètres du cas3 défini ci-dessous dont la production journalière maximale est inférieure à 50000 bep.Le cas 2 étant tout périmètre d’exploitation à l’exclusion des périmètres du cas3 défini ci-dessous dont la production journalière maximale est supérieure ouégale à 50 000 bep.Il est entendu par production journalière maximale, la production journalièremoyenne maximale sur l’année calendaire durant la phase plateau, telqu’indiqué dans le plan de développement approuvé par l’agence nationalepour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT). 264

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 87Le cas 3 étant tout périmètre d’exploitation situé dans les zones très faiblementexplorées ou à géologie complexe, ou manquant d’infrastructures ou toutpérimètre d’exploitation dont la production nécessite le recours aux techniquesde récupération tertiaire.La liste des périmètres d’exploitation situés dans les zones très faiblementexplorées ou à géologie complexe, ou manquant d’infrastructures est arrêtéepar voie réglementaire.Pour ce qui concerne la liste des périmètres d’exploitation dont la productionnécessite le recours aux techniques de récupération tertiaire, celle-ci estfixée par un arrêté conjoint du ministre des finances et du ministre chargé del’énergie.Les tranches annuelles d’investissements de recherche et de développement,à l’exception de celles concernant la récupération assistée, bénéficient d’unUplift fixé comme suit : Zone A) Taux d›Uplift quinze pour cent (15 %). et Tranche annuelle d’investissement : Zone B) vingt pour cent (20 %) correspondant à une durée de cinq (5) ans Zone C) Taux d›Uplift vingt (20 %) pour cent. et Tranche annuelle d’investissement : Zone D) douze virgule cinq pour cent (12,5 %) correspondant à une durée de huit (8) ans.Dans toutes les zones, une tranche annuelle d’investissement de vingt pourcent (20%), correspondant à une durée de cinq (5) ans et un taux d’Uplift devingt pour cent (20%) sont appliqués pour les investissements de récupérationassistée.Le coût d’achat du gaz pour assurer les opérations de réinjection de gaz et decyclage, les frais de formation des ressources humaines nationales et le caséchéant, les coûts d’abandon sont déductibles pour les besoins du calcul de laT.R.P. sans bénéficier d’un Uplift.265

Code de l’investissement Art. 87.■ Décret exécutif n° 14-229 du 25 août 2014 fixant la liste et la naturedes investissements de recherche et de développement à prendre enconsidération pour la détermination des tranches annuelles déductibles pourle calcul de la base de la taxe sur le revenu pétrolier(TRP) et des paramètres(Ii) pour les besoins du calcul du taux de la taxe sur le revenu pétrolier (TRP).Article 1er.- En application des - imputés à un périmètre d’exploitationdispositions des articles 86 et 871 de la objet d’un contrat tel que mentionné àloi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426 l’article 102 et à l’alinéa 2 de l’article 105correspondant au 28 avril 2005, modifiée de la loi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouelet complétée, relative aux hydrocarbures, 1426 correspondant au 28 avril 2005,le présent décret a pour objet de définir la susvisée;liste et la nature des investissements derecherche et de développement à prendre les investissements de développement,en considération pour la détermination : - réalisés dans le cadre de l’exécution- des tranches annuelles déductibles du plan de développement relatif aupour le calcul de la base de la taxe sur le périmètre d’exploitation, y comprisrevenu pétrolier (TRP); la quote-part éventuelle des coûts d’investissements communs imputés- des paramètres (Ii) pour les besoins du audit périmètre d’exploitation lorsque lecalcul des coefficients R1 et R2 fixant traitement de la production ou d’autresle taux de la taxe sur le revenu pétrolier opérations qui y sont liées se font dans(TRP). des installations communes situées dans un autre périmètre d’exploitation;Art. 2.- Les investissements de rechercheet de développement à prendre en - déjà réalisés et imputés à un périmètreconsidération pour la détermination de d’exploitation objet de contratsl’assiette de la taxe sur le revenu pétrolier mentionnés à l’article 102 et à l’alinéa(TRP) et pour le calcul des coefficients 2 de l’article 105 de la loi n° 05-07 duR1 et R2 sont : 19 Rabie El Aouel 1426 correspondant au 28 avril 2005, susvisée, y comprisles investissements de recherche, la quote-part éventuelle des coûts d’investissements communs imputés- réalisés par le contractant sur le audit périmètre d’exploitation lorsque lepérimètre contractuel, et qui n’ont pas traitement de la production ou d’autresfait l’objet de déduction pour le calcul de opérations qui y sont liées se font dansl’assiette de la taxe sur le revenu pétrolier des installations communes situées dans(TRP) et de prise en considération : dans un autre périmètre d’exploitation.la détermination des coefficients R1 et R2sur un autre périmètre d’exploitation régi Les investissements de développementpar le même contrat, doivent être dûment approuvés par l’agence nationale pour la valorisation1 - L’article 87 de la loi n° 05-07 du 28 avril 2005 des ressources en hydrocarbures «relative aux hydrocarbures a été modifié par la loi n° ALNAFT ».14-10 du 30 décembre 2014 portant loi de financespour 2015, le décret exécutif n° 14-229 du 25 août Art. 3.- Les investissements de recherche2014 devrait également être modifié en conséquence(L’éditeur). 266

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 87et de développement doivent être : logging, le carottage ou la conduite de tests menés à la suite et au cours- prévus au programme annuel du forage de puits désignés dansd’investissement et le budget le paragraphe 2 ci-dessus, incluantcorrespondant dûment approuvés par les travaux de reconnaissance etl’agence nationale pour la valorisation d’implantation de puits et les activités dedes ressources en hydrocarbures « surveillance des opérations de forage;ALNAFT», pour les besoins de ladétermination de l’assiette de la taxe sur 4- la conception, l’engineering,le revenu pétrolier (TRP); l’acquisition de matériel et d’équipements, la construction et le montage, les- réellement encourus et dûment opérations de mise en service, leapprouvés par l’agence nationale raccordement des puits aux installations;pour la valorisation des ressources enhydrocarbures « ALNAFT », pour les 5- la conception, l’engineering,besoins de détermination des coefficients l’acquisition de matériel et d’équipements,R1 et R2. la construction et le montage des installations de traitement, les opérationsArt. 4.- La liste et la nature des de démarrage, décomptage, de stockage,investissements, visés à l’article 2 ci- de collectes, de dessertes et de conduitesdessus, sont fixées comme suit : d’évacuation ainsi que l’acquisition de pièces de rechange;1- l’acquisition, le traitement,l’interprétation et la réinterprétation des 6- le matériel de transport et dedonnées géologiques, géophysiques manutention des équipements ou deset géochimiques pour les besoins de la moyens de transport du personnel pourconfirmation, la délinéation, l’appréciation les besoins des activités au périmètreet le développement des accumulations d’exploitation ou pour l’acheminementdes hydrocarbures dans le périmètre des services de support audit périmètrecontractuel; d’exploitation;2- le forage, la construction des plates 7- les licences et/ou la technologie,formes onshore et offshore, les analyses notamment les équipementsde laboratoire, l’approfondissement, le informatiques et les logiciels, directementworkover, la recomplétion, le testing, affectées aux activités liées au périmètrel’évaluation, la complétion, la conversion contractuel;ou l’équipement d’un puits dans le butd’explorer, de délimiter l’accumulation 8- La conception, l’engineering,des hydrocarbures dans le périmètre l’acquisition, le remplacement,contractuel, l’exploitation du périmètre l’assemblage, le commissioning, lad’exploitation, l’injection d’eau ou la construction d’installations d’extraction,surveillance des niveaux des fluides et de séparation et réinjection de gazdu changement de pression relatifs aux carbonique à des fins de stockage ou deopérations effectuées sur le périmètre séquestration;contractuel, incluant les puits secsd’exploration et d’exploitation; 9- la construction de bureaux et autres installations de soutien;3- les travaux géologiques, géophysiqueset géochimiques en rapport avec le 10- la construction de voies d’accès aux puits, de pistes d’atterrissage, de267

Code de l’investissement Art. 87. bis.centres de collecte et autres installations La somme de ces dépenses est rattachéenécessaires à l’exécution des opérations à l’année d’entrée en vigueur du contratliées au périmètre d’exploitation; au coût historique.11- la construction des bases vie, des Art. 7.- Les investissements decamps et des bases industrielles utilisés recherche et de développement, réaliséspour les besoins des activités liées au antérieurement à l’entrée en vigueur dupérimètre d’exploitation, ainsi que tous nouveau contrat conclu conformémentles matériels, mobiliers et outillages qui aux dispositions de l’article 5 de laleurs sont nécessaires; loi n° 13-01 du 19 Rabie Ethani 1434 correspondant au 20 février 201312- la restauration des sites abandonnés modifiant et complétant la loi n° 05-07 duprovisoirement ou définitivement, à l’issue 19 Rabie El Aouel 1426 correspondant audes travaux de sismique et de forage; 28 avril 2005, susvisée, sont rattachés à l’année d’entrée en vigueur du nouveau13- les frais, autres que les frais contrat comme suit :généraux d’administration et de directiongénérale correspondant aux frais de - le montant afférent aux investissementssiège engagés par la société mère de à prendre en considération pour lal’opérateur pour les besoins du projet en détermination des tranches annuellesAlgérie, encourus par l’opérateur, avant déductibles pour le calcul de la base dela mise en production, pour les besoins la taxe sur le revenu pétrolier (TRP) estdu fonctionnement de ses bureaux en égal à la somme des investissements deAlgérie comprenant notamment les recherche et de développement réaliséssalaires, les rémunérations, la location depuis la date d’entrée en vigueur dudes bureaux et les moyens logistiques. contrat d’association jusqu’à l’année précédant la date d’entrée en vigueur duArt. 5.- La taxe superficiaire prévue nouveau contrat;par les dispositions de l’article 84 de laloi n° 05-07 du 19 Rabie El Aouel 1426 - pour le calcul des coefficients R1 et R2,correspondant au 28 avril 2005, susvisée, est prise en considération, à l’entrée enacquittée avant la date de mise en vigueur du nouveau contrat, la sommeproduction, est prise en compte pour la des investissements actualisés à dixdétermination des paramètres (li) cités à pour cent (10%) pour le calcul de R1 etl’article 1er du présent décret. à vingt pour cent (20%) pour le calcul de R2 et réalisés depuis la date d’entrée enArt. 6.- Les dépenses de prospection vigueur du contrat d’association jusqu’àprévues par les dispositions de l’année précédant la date d’entrée enl’article 20 de la loi n° 05-07 du 28 vigueur du nouveau contrat.avril 2005, susvisée, approuvées parl’agence nationale pour la valorisation Art. 8.- Les dispositions du décret exécutifdes ressources en hydrocarbures « n° 07-147 du 3 Joumada El Oula 1428ALNAFT » sont considérées comme correspondant au 20 mai 2007, susvisé,investissements de recherche. sont abrogées.Art. 87. bis.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Pour les besoins du calcul de laT.R.P pour les hydrocarbures non conventionnels tels que définis dans l’article 268

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 88. bis5 ci-dessus, les coefficients R1 et R2 sont calculés conformément à l’article 87de la présente loi.Si le coefficient R1 est inférieur ou égal à l, le taux de la TRP est égal à 10%.Si le coefficient R1 est supérieur à 1 et le coefficient R2 inférieur à 1 :Taux TRP = 10% + 30% x R2Si le coefficient R2 est égal ou supérieur à l, le taux de la TRP est égal à 40%.Les tranches annuelles d’investissement de recherche et d’exploitationbénéficient d’un Uplift fixé comme suit :Taux d’Uplift vingt pour cent (20 %), et une tranche annuelle d’investissementde vingt pour cent (20%) correspondant à une durée de cinq (5) ans.Le coût d’achat du gaz pour assurer les opérations de réinjection de gaz et decyclage, les frais de formation des ressources humaines nationales et, le caséchéant, les coûts d’abandon sont déductibles pour les besoins du calcul de laTRP sans bénéficier d’un Uplift.Art. 88 - (Ord. n° 2006-10 du 29/07/2006) Chaque personne participant aucontrat est soumise à un I.C.R. fixé à un taux de 30 % selon les termes etconditions en vigueur à la date du paiement et les taux d’amortissement prévusen annexe de la présente loi.A cet effet, chaque personne peut consolider les résultats de l’ensemble de sesactivités en Algérie, objet de la présente loi. La liste de ces activités est définiepar voie réglementaire.Chaque personne participant au contrat et investissant dans les activités,objet de la loi relative à l’électricité et la distribution du gaz par canalisationsusvisée, et dans les activités aval pétrolier, peut bénéficier du taux réduit del’I.C.R. fixé à 15 %.Les modalités de mise en œuvre du taux réduit prévu au présent article sontfixées par voie réglementaire.Art. 88. bis.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Dans le cas des périmètresobjet des dispositions de l’article 87 bis ci-dessus et des périmètres du typecas 1 et cas 3 mentionnés à l’article 87 de la présente loi, chaque personne 269

Code de l’investissement Art. 89.participant au contrat est soumise à un ICR fixé à 19%, selon les termes etconditions en vigueur à la date du paiement et selon les taux d’amortissementprévus en annexe de la présente loi.Ledit taux est applicable tant que le coefficient R2 défini à l’article 87 ci-dessus est inférieur à 1. Lorsque ledit coefficient R2 est égal ou supérieur à l,le taux de l’ICR applicable est de 80%.Art. 89.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les activités de recherche et/oud’exploitation régies par la présente loi sont exemptées :* de la taxe sur la valeur ajoutée (T.V.A.) portant sur les biens et services afférents aux activités de recherche et/ou d’exploitation,* de la taxe sur l’activité professionnelle (T.A.P.),* des droits, taxes et redevances de douanes, sur les importations de biens d’équipement, matières et produits destinés à être affectés et utilisés exclusivement pour les activités de recherche et/ou d’exploitation des gisements d’hydrocarbures,* de tout autre impôt, droit ou taxe non visés aux articles 31, 52, 53 et 67 ci- dessus et au présent titre, frappant les résultats d’exploitation et établis au profit de l’Etat, des collectivités territoriales et de toute personne morale de droit public.Les biens d’équipement, services, matières et produits visés dans le présentarticle sont ceux servant à ces activités et figurant sur une liste établie par voieréglementaire.Art. 90.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les prix de base utilisés pourle calcul de la redevance, des impôts, droits et taxes, visés à l’article 91 ci-dessous, sont les moyennes du mois calendaire précédant le mois pour lequelles paiements sont dus :a) des prix FOB publiés par une revue spécialisée incontestable, pour le pétrole,les GPL, le butane et le propane, produits en Algérie.b) des prix FOB publiés par une revue spécialisée incontestable, ou en l’absencede publication, des prix notifiés par l’agence nationale pour la valorisation desressources en hydrocarbures (ALNAFT), pour le condensât produit en Algérie.Les dites revues sont précisées dans le contrat. 270

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 90A défaut de publication disponible pour l’un des produits définis ci-dessus,l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) notifie les prix à appliquer qu’elle détermine, par calcul à reboursà partir des prix disponibles dudit produit aux points de livraison les plusproches, ou par toute autre méthode déterminée par l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).Cependant pour les besoins du marché national, le prix de base utilisé pour leshydrocarbures liquides et les produits pétroliers est le prix en vigueur durantl’année civile considérée conformément aux dispositions des articles 8 et 9 dela présente loi.Pour le gaz, le prix de base utilisé pour un mois donné, pour le calcul de laredevance, des impôts, droits et taxes, est défini comme suit :* dans le cas des quantités de gaz destinées à un contrat de vente de gaz à l’exportation, le prix de base est le prix le plus élevé parmi les prix sui- vants : - le prix découlant du contrat pour le mois précédent, - la moyenne, pondérée par les volumes, des prix des différents contrats de vente de gaz algérien à l’exportation, réalisés durant le mois précédant le mois pour lequel la redevance est due.* dans le cas des quantités de gaz destinées à un contrat de vente de gaz à l’exportation, en vigueur à la date d’entrée en application des dispo- sitions du présent alinéa, le prix de base est la moyenne pondérée, par les volumes, des prix des différents contrats de vente de gaz algérien à l’exportation, réalisés durant le mois précédant le mois pour lequel la redevance est due.* dans le cas des quantités de gaz destinées à un contrat de vente de gaz au marché national, le prix de base est le prix de vente du gaz appliqué au marché national en vigueur durant l’année civile considérée, conformé- ment aux dispositions des articles 8 et 10 de la présente loi au point de livraison ex-gazoduc.* dans le cas d’achat de gaz pour les besoins de la récupération assistée, le prix de base est le prix librement négocié entre le vendeur et l’acheteur.Lorsque les prix de base sont exprimés en dollars des Etats-Unis d’Amérique, 271

Code de l’investissement Art. 91.on utilise pour leur conversion en dinars algériens, le taux de change moyen àla vente du mois auquel ils se réfèrent, publié par la Banque d’Algérie.Les taux de conversion en b.e.p sont notifiés par ALNAFT.Art. 91.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) La valeur de la production deshydrocarbures extraits du ou des gisement(s) inclus dans le périmètred’exploitation est égale au produit des quantités d’hydrocarbures passibles dela redevance par les prix de base définis à l’article 90 ci-dessus moins le tarifde transport par canalisation.Pour les quantités prélevées en application des dispositions de l’article 50 dela présente loi, la valorisation est obtenue conformément aux dispositions duparagraphe ci-dessus applicables aux quantités destinées à l’exportation.Art. 92 - Les versements de la redevance sont effectués mensuellement, avantle 10 du mois qui suit celui de la production, à l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).En cas de retard de paiement, les sommes dues sont majorées de un pour mille(1%o) par jour de retard.Art. 93 - La durée de l’exercice ne peut excéder douze (12) mois. Si cettedurée est de douze (12) mois, l’exercice doit coïncider avec l’année civile. Sielle est inférieure à douze (12) mois, l’exercice doit être compris dans la mêmeannée civile.Art. 94 - La T.R.P. d’un exercice est payée en douze (12) règlements provisoiresvalant acomptes sur la taxe due au titre de cet exercice.Les modalités de calcul des montants des règlements mensuels provisoiressont définies par voie réglementaire.Les acomptes sont versés sans avertissement avant le 25 du mois qui suit celuiau titre duquel ils sont dus.Avant la détermination de l’I.C.R., la liquidation de la taxe sur le revenupétrolier est faite par l’opérateur et son montant versé par lui, après déductiondes acomptes déjà réglés, au plus tard le jour de l’expiration du délai fixé pourla remise de la déclaration annuelle des résultats de l’exercice. 272

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 99En cas de retard de paiement, les sommes dues sont majorées de un pour mille(1‰) par jour de retard.Art. 95 - L’impôt complémentaire sur le résultat est payé au plus tard le jour del’expiration du délai fixé pour le dépôt de la déclaration annuelle des résultatsde l’exercice.Les modalités de calcul du montant de l’impôt complémentaire sur le résultatsont définies par voie réglementaire.En cas de retard dans le paiement, les sommes dues sont majorées de un pourmille (1%o) par jour de retard.Art. 96 - Le régime fiscal applicable dans le domaine des hydrocarbures auxactivités autres que les activités de recherche et/ou d’exploitation est le régimede droit commun en vigueur.Les personnes sont autorisées à consolider leurs résultats concernant les activitésobjet de la présente loi et de la loi relative à l’électricité et à la distribution dugaz par canalisation, conformément à ce qui est stipulé à l’article 88 ci-dessus.Les modalités de mise en œuvre de la consolidation des résultats susvisée sontdéfinies par voie réglementaire.Art. 97. bis.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Toute personne exerçant aumoins une des activités objet de la présente loi est assujettie aux obligations decontrôle des sociétés telles que prévues à l’article 141 bis du code des impôtsdirects et taxes assimilées et des dispositions prises pour son application.Art. 98 - Les salaires des employés des entreprises et compagnies pétrolièresétrangères sont dispensés des cotisations sociales nationales lorsque cesemployés continuent à relever de l’organisme de protection sociale étrangerauquel ils adhéraient avant leur venue en Algérie.Art. 99 - Sont immeubles par destination les machines, équipements, matérielset outillages de sondage et autres travaux établis à demeure, utilisés pourl’exploitation des gisements, le stockage et le transport des produits extraits.Sont aussi immeubles par destination les machines, engins, matériels etoutillages directement affectés à l’exploitation des gisements d’hydrocarbures.273

Code de l’investissement Art. 100 -Sont meubles, les matières extraites ou produites, les approvisionnementset autres objets mobiliers, ainsi que les actions, parts et intérêts dans unesociété, une compagnie ou une association de sociétés ou de compagnies pourles activités de recherche, d’exploitation, de transport par canalisation, deraffinage, de transformation des hydrocarbures et de distribution des produitspétroliers. TITRE IX Dispositions transitoiresArt. 100 - En application des dispositions de la présente loi, SONATRACH - S.P. A doit transférer à la demande de l’agence nationale pour la valorisation desressources en hydrocarbures (ALNAFT) tout ou partie des éléments composantles banques de données détenues par l’entreprise nationale SONATRACH- S. P. A et des données techniques relatives aux activités de recherche etd’exploitation sur le domaine minier national relatif aux hydrocarbures.Ce transfert est fait sans charge et à titre gratuit à l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et doit être achevé auplus tard six (6) mois après l’installation de l’agence ALNAFT.L’entreprise nationale SONATRACH - S. P. A peut conserver copie de tout oupartie des informations concernées par ce transfert.Art. 101.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les contrats d’associationconclus avant la date de publication de la présente loi ainsi que leurs avenantsdemeurent en vigueur jusqu’à la date de leur expiration.L’autonomie de la volonté des parties au contrat d’association est préservéepar la présente loi.Art. 101 bis - (Ord. n° 2006-10 du 29/07/2006) Nonobstant les dispositionsde l’article 101 ci-dessus, pour les contrats d’association conclus entreSONATRACH et un ou plusieurs associés étrangers dans le cadre de la loin° 86-14 du 19 août 1986, susvisée, une taxe, non déductible, sur les profitsexceptionnels réalisés par ces associés étrangers, est applicable à la part de laproduction leur revenant lorsque la moyenne arithmétique mensuelle des prixdu pétrole Brent est supérieure à 30 dollars par baril.Ladite taxe est applicable à compter du 1er août 2006. 274

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 102Le taux de cette taxe, applicable à la production revenant aux associés étrangers,est de 5 % au minimum et de 50 % au maximum.Pour s’acquitter de cette taxe auprès du Trésor public, SONATRACHprocédera à la déduction, à partir de la part de production revenant auxditsassociés étrangers, de la quantité d’hydrocarbures correspondant au montantde cette taxe.La procédure et les conditions d’application de cette taxe, tenant compte duniveau de la production, ainsi que la méthodologie de calcul sont fixées parvoie réglementaire.Toute convention contraire aux dispositions ci-dessus est nulle.Art. 102 - Pour chacun des contrats d’association mentionnés à l’article 101ci-dessus, et dans un délai de quatre-vingt-dix (90) jours après l’installationde l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT), un contrat parallèle est conclu entre l’agence nationale pourla valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et l’entreprisenationale SONATRACH - S. P. A en application de l’article 23 de la présenteloi. Jusqu’à la signature de ce contrat parallèle, l’entreprise nationaleSONATRACH - S. P. A doit continuer d’assurer les mêmes prérogatives dansle cadre de la loi n° 86-14 du 19 août 1986, modifiée et complétée par la loin° 91-21, susvisée. A la signature du contrat parallèle l’entreprise nationaleSONATRACH - S.P.A doit restituer au ministère chargé des hydrocarbures,le titre minier en sa possession, pour attribution à l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT).La durée de ce contrat parallèle est égale à la durée restante du contratd’association.Ce contrat parallèle établit notamment les termes et conditions de versementpar chèque bancaire ou tout autre instrument de paiement autorisé et pouvants’effectuer au moyen de transfert de fonds électronique par SONATRACH - S.P. A :1. Pour le cas des contrats de partage de production et de contrats de services à risques :- à l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT), de la redevance sur l’ensemble de la production, calculée 275

Code de l’investissement Art. 102 - conformément à l’article 85 ci-dessus,- de la taxe superficiaire calculée conformément à l’article 84 ci-dessus,- de la taxe sur le revenu pétrolier (T.R.P.) aux taux prévus à l’article 87 ci-dessus lorsque l’entreprise nationale SONATRACH - S. P. A participe au financement des investissements ou au taux maximum soit soixante dix pour cent (70%) lorsque l’entreprise nationale SONATRACH - S. P. A ne participe pas au financement des investissements.Le revenu pétrolier est la valeur de la production, calculée conformément àl’article 91 ci-dessus et diminuée de :* la valeur de la redevance,* les tranches d’investissement de recherche et de développementUpliftées,* la valeur, calculée par application du prix de base défini à l’article 90 ci- dessus, de la part de production au titre de la rémunération de l’associé étranger,* l’impôt sur la rémunération payé par SONATRACH-S. P. A pour le compte de son associé étranger conformément à la loi n° 86-14 du 19 août 1986, modifiée et complétée, susvisée et le cas échéant :* les frais de formation des ressources humaines nationales,* le coût d’achat du gaz pour la récupération assistée,* les provisions pour faire face aux coûts d’abandon et / ou de restauration conformément à l’article 82 ci-dessus.En plus des déductions autorisées conformément aux articles 85 et 87 ci-dessus,sont aussi déductibles pour les besoins du calcul de l’impôt complémentairesur le résultat (I.C.R.) :- la valeur calculée par application du prix de base défini à l’article 90 ci- dessus, de la part de production au titre de la rémunération de l’associé étranger, 276

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 104- l’impôt sur la rémunération payé par SONATRACH-S. P. A pour le compte de son associé étranger conformément à la loi n° 86-14 du 19 août 1986, modifiée et complétée, susvisée.2. Pour le cas des associations en participation :- seule la part de production de SONATRACH-S. P. A est soumise au régime fiscal de la présente loi ;- la part de production de l’associé étranger reste soumise aux conditions fiscales établies dans le contrat d’association.Art. 103 - Dans un délai de trente (30) jours après l’installation de l’agencenationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT),SONATRACH-S. P. A doit fournir à celle-ci les éléments suivants :1 - La délimitation des périmètres de recherche opérés à cette date par SONATRACH-S. P. A et qu’elle désire conserver.2 - La délimitation des périmètres en exploitation opérés à cette date par SONATRACH-S. P. A et qu’elle désire conserver.Cette délimitation doit être conforme aux dispositions de la présente loi.Art. 104 - Les périmètres de recherche que SONATRACH-S. P. A ne désirepas conserver font l’objet d’un appel à la concurrence pour la conclusion d’uncontrat de recherche et/ou d’exploitation.Les périmètres d’exploitation des hydrocarbures que l’entreprise nationaleSONATRACH - S. P. A ne désire pas conserver font l’objet d’un appel à laconcurrence pour la conclusion d’un contrat d’exploitation. L’entreprisenationale SONATRACH - S. P. A continue à opérer ces périmètres jusqu’autransfert de ses activités au nouveau contractant.Si l’appel à la concurrence n’aboutit pas à la conclusion d’un nouveau contratd’exploitation, l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT) décide de l’abandon du ou des périmètres concernés.Dans ce cas, SONATRACH-S. P. A doit se charger de toutes les opérationsnécessaires à l’abandon conformément à l’article 82 ci-dessus.En tout état de cause, SONATRACH-S. P. A doit restituer les titres miniers en 277

Code de l’investissement Art. 105 -sa possession concernant ces périmètres au ministère chargé des hydrocarburespour attribution à l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT), conformément à l’article 23 de la présente loi.Art. 105 - Dans un délai de quatre- vingt-dix (90) jours après réception deséléments mentionnés à l’article 103 ci-dessus :1 - Pour chacun des périmètres de recherche mentionnés à l’alinéa 1 de l’article 103 ci-dessus, un contrat de recherche et d’exploitation est conclu entre l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et SONATRACH-S. P. A ou une des filiales de SONATRACH-S. P. A, désignée par cette dernière, conformément aux dispositions de la présente loi, comprenant en particulier le programme minimum de travaux à réaliser durant chaque phase de recherche.Le contractant bénéficie, au titre de ses engagements, d’un crédit correspondantaux travaux déjà réalisés, durant une période de (3) trois ans, avant la date deconclusion dudit contrat.2 - Pour chacun des périmètres d’exploitation mentionnés à l’article 103-2 ci- dessus, un contrat d’exploitation est conclu entre l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et SONAT- RACH- S. P. A ou une des filiales de SONATRACH-S.P.A, désignée par cette dernière, conformément aux dispositions de la présente loi.Ce contrat définit, en particulier, le seuil à prendre en compte pour le calculde la T.R.P., afin de lui permettre d’en poursuivre l’exploitation, tout enprovisionnant les coûts d’abandon et de restauration du site, le cas échéant.A la signature des contrats cités ci-dessus, SONATRACH-S. P. A doit restituerau ministère chargé des hydrocarbures les titres miniers en sa possession,concernant les périmètres, objet des contrats cités ci-dessus pour attributionà l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT), conformément à l’article 23 de la présente loi.Art. 106 - Pour chacun des contrats d’exploitation mentionnés au point 2 del’article 105 ci-dessus, l’entreprise nationale SONATRACH - S. P. A soumetà l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) pour approbation, dans une période n’excédant pas cent quatre-vingt (180) jours à compter de la date d’entrée en vigueur du contrat, un plan 278

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 109de développement comme défini dans le contrat et les besoins financiersnécessaires pour sa mise en oeuvre, dans le strict respect de ce qui est stipulé àl’article 3 de la présente loi.Au cas où SONATRACH-S. P. A et l’agence nationale pour la valorisationdes ressources en hydrocarbures (ALNAFT) n’aboutissent pas à un accord surledit plan dans une période n’excédant pas trois cent soixante (360) jours aprèsla mise en vigueur du contrat, le ministre chargé des hydrocarbures décide duplan qui doit être mis en œuvre par SONATRACH - S. P. A, pour se conformerà l’article 3 de la présente loi, après consultation d’un expert technique choisipar accord des deux parties avant l’expiration de la période de 360 jours ci-dessus.Art. 107 - Pendant la période comprise entre la date de publication de laprésente loi au Journal Officiel de la République algérienne démocratique etpopulaire et les dates d’entrée en vigueur des contrats définis aux articles 102et 105 ci-dessus, SONATRACH-S. P. A continue à se soumettre au régimefiscal en vigueur avant la publication de la présente loi.Les versements correspondants sont considérés comme acomptes.Après l’entrée en vigueur des contrats, le régime fiscal défini dans la présente loiest appliqué en tenant compte des sommes déjà versées par SONATRACH-S.P. A comme acomptes.Art. 108 - Dans un délai de quatre vingt-dix (90) jours après l’installation del’autorité de régulation des hydrocarbures, une concession pour le transportpar canalisation pour chacun des systèmes de transport par canalisation estattribuée par le ministre chargé des hydrocarbures à SONATRACH-S. P. Aou à une des filiales SONATRACH - S. P. A, désignée par cette dernière,conformément aux dispositions de la présente loi et aux textes réglementairesprévus au titre IV de la présente loi.SONATRACH-S.P.A doit tenir des comptes de résultats séparés pour chacundes systèmes de transport par canalisation, ainsi que pour chaque installationde raffinage et de transformation des hydrocarbures.Art. 109.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Les conditions de mise enconformité des installations et des équipements réalisés avant la date d’entréeen vigueur de la présente loi sont définies par voie règlementaire. 279

Code de l’investissement Art. 110. bis.- TITRE X Dispositions particulièresArt. 110. bis.-(Loi n° 13-01 du 20 février 2013) Tout contractant partie à uncontrat de recherche et d’exploitation conclu avec l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) peut bénéficier, dansle cadre d’un avenant au contrat, des conditions appliquées aux hydrocarburesnon conventionnels dans le cas où les hydrocarbures à exploiter sont caractérisésprincipalement par l’une des situations prévues dans la définition du terme «hydrocarbures non conventionnels » énoncées à l’article 5 ci-dessus.Pour prétendre au bénéfice des conditions du présent article, le contractantdoit présenter, à l’agence nationale pour la valorisation des ressources enhydrocarbures (ALNAFT) à l’appui de sa demande, un rapport motivé justifiantdu cas d’exploitation d’hydrocarbures non conventionnels tels que définis ci-dessus accompagné de toutes les informations et données techniques prouvantcette caractéristique.Dans les quatre-vingt-dix (90) jours suivant la réception de la demande,l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures(ALNAFT) étudie le rapport et transmet ses recommandations au ministrechargé des hydrocarbures pour décision.La décision retenue est notifiée par l’agence nationale pour la valorisation desressources en hydrocarbures (ALNAFT).Art. 111 - Pour l’ensemble des missions de l’agence nationale pour lavalorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et de l’autoritéde régulation des hydrocarbures pour lesquelles est nécessaire un contrôled’application et de conformité à des règles édictées, notamment l’audit descomptes des contractants ou des concessionnaires, ces agences peuvent faireappel à des cabinets professionnels, nationaux ou internationaux incontestables.Les frais de ces cabinets sont à la charge de l’agence concernée.Les frais d’expertises réalisées dans le cadre du règlement de litiges surl’audit ou sur la détermination, par ALNAFT, du montant de la provisionprévue à l’article 82 de la présente loi, sont à la charge des contractants ouconcessionnaires concernés. 280

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 113Art. 112 - Les dispositions prévues par la présente loi sont applicablesà compter de la date de sa publication au Journal officiel de la Républiquealgérienne démocratique et populaire.Art. 113 - Les modalités d’application de la présente loi sont fixées par voieréglementaire, en tant que de besoin.■Décret exécutif n° 2007-148 du 20 mai 2007 fixant la nature desinvestissements à prendre en considération dans le calcul du coût defaçonnage déductible de l’assiette de la redevance.Article 1er. - En application de l’article l’extérieur des périmètres d’exploitation;113 de la loi n° 2005-07 du 19 Rabie ElAouel 1426 correspondant au 28 avril - que ces investissements soient prévus2005, modifiée et complétée, relative dans le plan de développement deaux hydrocarbures, le présent décret ces unités industrielles et dans leura pour objet la définition de la nature programme annuel d’investissementdes investissements à prendre en et les budgets correspondants,considération dans le calcul du coût de approuvés par l’agence de régulationfaçonnage du gaz et des gaz de pétrole des hydrocarbures qui en rend l’agenceliquéfié (GPL) déductible de l’assiette de nationale pour la valorisation desla redevance. ressources en hydrocarbures «ALNAFT» destinataire;Art. 2. - Le coût de façonnage que lecontractant, tel que défini à l’article 5 de la - que les investissements existants àloi n° 2005-07 du 19 Rabie El Aouel 1426 la date d’entrée en vigueur du présentcorrespondant au 28 avril 2005, susvisée, décret soient approuvés par l’autoritépeut déduire de l’assiette de la redevance de régulation des hydrocarbures ou parapplicable à ses produits d’hydrocarbures l’agence nationale pour la valorisation desissus du périmètre d’exploitation et ressources en hydrocarbures «ALNAFT»traités à l’extérieur de ce périmètre, est selon la nature de ces investissements;déterminé à partir de la tranche annuelledes investissements qu’il a consentis - que ces investissements soientpour mettre en place les capacités de conformes à la liste des rubriquestraitement nécessaires à ses opérations d’investissement définie dans l’article 3de façonnage. Lesdits investissements ci-dessous.sont éligibles à la déduction sous réserve: Dans le cas où le contractant, tel que- que ces investissements se rattachent défini à l’article 5 de la loi n° 2005-07 duaux activités de transformation du gaz 19 Rabie E1 Aouel 1426 correspondantnaturel en gaz naturel liquéfié (GNL) ou au 28 avril 2005, susvisée, utilise desen produits pétroliers ou de séparation installations de façonnage appartenant àdes gaz de pétrole liquéfié (GPL) opérées une personne tierce, il peut déduire «lepar les unités industrielles situées à tarif de processing» qui lui est facturé pour l’opération de traitement de ses281

Code de l’investissement Art. 113 -produits issus du périmètre d’exploitation. - des équipements nécessaires à la protection de l’environnement;Art. 3. - Sont considérés commeinvestissements entrant dans le calcul - des équipements d’inspection;du coût de façonnage déductible del’assiette de la redevance, les dépenses - des équipements et installations ded’investissement liées aux activités de réception, d’acheminement, de stockagetransformation du gaz naturel en gaz et d’expédition du gaz;naturel liquéfié (GNL) ou en produitspétroliers et de séparation des gaz de - des équipements et installations depétrole liquéfié (GPL) qui s’inscrivent dans réception, d’acheminement, de stockagele cadre des rubriques d’investissement et de chargement des gaz de pétroledéfinies ci-dessous: liquéfié (GPL);1. les études, le design, l’engineering, - des équipements et installationsl’acquisition, le montage, la réalisation et d’électricité, de climatisation et dele remplacement: chauffage;- des équipements et installations de - des équipements et appareils detraitement et de séparation; soudure;- des équipements et installations de - des équipements et logicielscompression; informatiques, équipements bureautiques;- des équipements et installations de - des équipements et installations deréfrigération, de refroidissement, de télécommunications;condensation; - et de tous les autres équipements et- des équipements et installations de installations situés à l’intérieur de l’usine,pompage; pourvu que leur utilisation soit nécessaire à la réalisation des activités de traitement- des équipements de débutanéisation, du gaz naturel ou des gaz de pétrolede dézotage; liquéfié (GPL), selon le cas;- des équipements et installations de 2. les équipements mobiles terrestrescomptage et de contrôle de la production; de tous types, destinés au transport des personnels et du matériel nécessaires à- des équipements et installations de la réalisation des opérations de traitementproduction/distribution de l’énergie du gaz naturel et de séparation des gazautoconsommée par les unités de pétrole liquéfié (GPL) ainsi que touteindustrielles; la logistique requise pour l’utilisation de ces équipements;- des équipements et installations dedessalement de l’eau consommée par les 3. les infrastructures industrielles,unités industrielles; administratives, générales et sociales de l’activité et leur équipement en matériel,- des équipements et appareils de outillage et mobilier spécifique et général;détection, de sécurité, d’anti-incendieet de protection des installations et des 4. les équipements et appareillage depersonnes; sécurité: contrôle, télésurveillance, anti- 282

Investissement sectoriel hydrocarbures & mines Art. 113intrusion; ci contient des quantités de gaz naturel vendu sous forme liquéfiée ou de produits5. l’acquisition ou la location, auprès pétroliers et de gaz de pétrole liquéfiéde personnes non affiliées, de toute (GPL) vendus sous forme de butane ettechnologie nécessaire (licences, de propane après façonnage effectué àbrevets); l’extérieur dudit périmètre, le montant (M) représentant le coût de façonnage6. les programmes et actions de formation déductible de l’assiette de la redevanceliés aux investissements; mensuelle est calculé comme suit:7. la rénovation, la mise à niveau, la M = Qi x CFuréparation et l’entretien de tous leséquipements et installations spécifiés ci- Oùdessus. Qi: représente les quantités mensuellesArt. 4. - Les tranches annuelles de gaz naturel ou de gaz de pétroled’investissement afférentes, selon le liquéfié (GPL) destinées à être façonnéescas, aux unités de transformation du gaz à l’extérieur du périmètre d’exploitationnaturel en gaz naturel liquéfié (GNL) ou avant leur vente, décomptées au point deen produits pétroliers ou de séparation mesure à la sortie de ce périmètre.des gaz de pétrole liquéfié (GPL), prisesen compte dans le coût de façonnage CFi: représente le coût unitaire dedéductible de l’assiette de la redevance, façonnage applicable, déterminé danssont déterminées conformément à l’article 7 ci-dessous.l’article 91 de la loi n° 2005-07 du 19Rabie El Aouel 1426 correspondant au Art. 7. - Le coût unitaire de façonnage28 avril 2005, susvisée. (CFu) est calculé à la fin de chaque exercice sur la base des réalisationsArt. 5. - Les investissements visés à en matière d’investissements et del’article 3 ci-dessus sont enregistrés sans production. Ledit coût unitaire s’appliqueprise en compte des frais généraux et des d’une manière définitive du 1er janvier auintérêts qui leur seraient associés. 31 décembre de l’exercice suivant. Il est déterminé comme suit:Le contractant, tel que défini à l’article 5de la loi n° 2005-07 du 19 Rabie El Aouel CFu = T/Qt1426 correspondant au 28 avril 2005,susvisée, doit mettre en place un système Oùd’enregistrement des investissements quilui permet d’identifier clairement: CFu = DA/1000 m3 pour le GN et DA/TM pour le gaz de pétrole liquéfié (GPL),- les items incorporables dans le coût defaçonnage conformément à l’article 3 du T = tranche annuelle d’investissementprésent décret; déterminée, conformément aux dispositions des articles 2 et 3 du présent- et les différentes séries de tranches décret, calculée à partir des bilans desannuelles d’investissement. dix (10) exercices précédant celui pour lequel la redevance est due, et majoréeArt. 6. - Pour le calcul mensuel de la du taux d’uplift fixé dans l’article 91 de laredevance due sur la production issue du loi n° 2005-07 du 19 Rabie El Aouel 1426périmètre d’exploitation, et lorsque celle- correspondant au 28 avril 2005, susvisée.283

Code de l’investissement Art. 114 -Qt = Quantités globales de gaz naturel après façonnage effectué à l’extérieur duou de gaz de pétrole liquéfié (GPL), ou des périmètres d’exploitation, durantselon le cas, produites par le ou les l’exercice précédant celui pour lequel lapérimètres d’exploitation et vendues redevance est due.Art. 114 - Toutes dispositions contraires à la présente loi sont abrogéesnotamment la loi n° 86-14 du 19 août 1986, modifiée et complétée susvisée,sous réserve des dispositions de l’article 101 ci-dessus. 284

Loi n° 14-05 du 24 février 2014 portant loi minière. TITRE I Dispositions generales Chapitre 1er Champ d’applicationArticle 1er.- Les dispositions de la présente loi s’appliquent aux activitésd’infrastructure géologique, de recherche et d’exploitation des substancesminérales ou fossiles visées à l’article 2 ci-dessous, à l’exception des eaux, desgisements d’hydrocarbures liquides ou gazeux et des schistes combustiblespétrolifères et gaziers, qui sont soumis aux dispositions législatives qui leursont spécifiques, mais qui demeurent, néanmoins, soumis à l’obligation dedépôt légal de l’information géologique prévu aux articles 31, 32 et 33 de laprésente loi.L’exploitation des substances minérales ou fossiles dans le domaine publichydraulique et dans le domaine forestier national, est soumise aux dispositionsde la présente loi, sous réserve des dispositions spécifiques prévues par lalégislation en vigueur.Art. 2.- Conformément aux dispositions de l’article 17 de la Constitution, sontpropriété publique, bien de la collectivité nationale, les substances minéralesou fossiles découvertes ou non découvertes, situées dans l’espace terrestrenational du sol et du sous-sol ou dans les espaces maritimes relevant de lasouveraineté de l’Etat algérien ou du droit algérien, tels que définis par lalégislation en vigueur.Art. 3.- Aucune activité minière ne peut être autorisée sur les sites protégés pardes conventions internationales et/ou par des textes de loi. Chapitre 2 Des termes générauxArt. 4.- Au sens de la présente loi, on entend par :- banque nationale des données géologiques : fonds documentairerassemblant, après examen, interprétation et saisie, tous les renseignements 285

Code de l’investissement Art. 4.relatifs aux travaux de fouilles et de reconnaissance du sol et du sous-soldu territoire national notamment par la géophysique, géochimie, géologie,hydrogéologie;- carreau mine : terrain sur lequel est regroupé l’ensemble des installationsde surface d’une exploitation minière comprenant notamment les installationsd’extraction et de valorisation des minerais, ateliers, parcs à matériel, servicesgénéraux et administratifs, aires de dépôts;- conservation des gisements : exploitation des gisements selon des méthodesconfirmées les plus propres pour une récupération optimale à porter aumaximum compatible avec les conditions techniques, économiques et deprotection de l’environnement;- droit d’établissement d’acte : taxe couvrant les frais engagés parl’administration lors de l’instruction de dossiers de demande de renouvellementou de modification de tout permis minier;- étude d’impact sur l’environnement : document élaboré dans lesconditions prévues par les dispositions législatives relatives à la protection del’environnement dans le cadre du développement durable;- exploitation minière : signifie soit l’exploitation de mines soit l’exploitationde carrières soit l’exploitation minière artisanale, et est un ensemble constituépar les réserves géologiques extraites et préparées et les substances minéralesou fossiles abattues, les infrastructures au sol et dans le sous-sol, les ouvragesainsi que les installations au sol et dans le sous-sol, les bâtiments, leséquipements, les outils et les stocks, ainsi que tous les éléments incorporelsqui s’y rattachent;- fin du permis minier : le permis minier prend fin à l’expiration de la périodepour laquelle il avait été octroyé, y compris ses renouvellements éventuels,ainsi que par renonciation ou par retrait;- gestion de l’après-mine : actions et responsabilités pour la restauration etla remise en état des sites miniers après la fin du permis minier, tenant comptede la santé des populations riveraines et de la sécurité du public, du respect del’intégrité écologique et des principes du développement durable;- gisement : gîte ou partie de gîte qui peut être mis en valeur par une exploitation; 286